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Diário Oficial 15 GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013 ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621 Celg Geração e Transmissão S.A. CELG GT CNPJ 07.779.299/0001-73 - CAPITAL FECHADO MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO Senhor Acionista, Submetemos, para apreciação e em cumprimento às disposições legais e estatutárias, o Relatório de Administração, as Demonstrações Contábeis e Notas Explicativas, acompanhados do relatório dos Auditores Independentes da Celg Geração e Transmissão S.A. – CELG GT, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2012. A CELG GT, subsidiária integral da Companhia Celg de Participações – CELGPAR, atua com o objetivo de fomentar o crescimento contínuo e sustentável da economia goiana, investindo em melhorias, reforços e ampliação do sistema de transmissão de 230 kV para garantir a con- fiabilidade do sistema elétrico, além de ampliar a capacidade de geração de energia elétrica. A eficiência operacional tem sido uma busca constante da Celg GT. Desta forma, consideran- do o novo marco regulatório do setor elétrico, relacionado às atividades de geração e trans- missão, modificado a partir da Medida Provisória Nº. 579, de 11 de setembro de 2012, vislum- bra-se a adoção de medidas operacionais e de disciplina financeira para o ano de 2013, bem como a ampliação dos negócios atuais e busca de outros negócios, seja com obras de inves- timentos em melhorias e modernização autorizados pelo regulador, seja pela ampliação da base de ativos via leilões de concessões de transmissão e geração promovidos pela ANEEL, ou ainda pela aquisição de ativos de outros concessionários. José Fernando Navarrete Pena Presidente 1 ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO E GERAÇÃO A principal área de atuação da CELG GT é no segmento de transmissão de energia Elétrica no Estado de Goiás, contando atualmente com a concessão de 12 Subestações e aproximada- mente 750 km de linha de transmissão. Com relação aos projetos de melhoria, ampliação e reforço do sistema de transmissão, apre- sentamos a posição em 31 de dezembro de 2012 das seguintes obras: 1) Seccionamento da Linha de Transmissão Anhanguera – Palmeiras – concluída em junho de 2012; 2) Construção de trecho de 1,8 km e instalação de módulo de Entrada de Linha na Subestação Carajás – 230 kV – obra em andamento; 3) Seccionamento da Linha de Transmissão Anhanguera – Cachoeira Dourada circuito 2, em 230 kV, na Subestação Planalto – obra em andamento; 4) Seccionamento da Linha de Transmissão em 230 kV Anhanguera – Firminópolis, na Subestação Palmeiras – concluída em junho de 2012; 5) Instalação do 2º transformador trifásico 230/69 kV, 50 MVA, na Subestação Palmeiras e respectivos módulos de conexão – concluída em junho de 2012; 6) Instalação do 2º banco de autotransformadores de 230/138 kV, 225 MVA, composto por três unidades monofásicas de 75 MVA, na Subestação Carajás com respectivos módulos de conexão – obra em andamento; 7) Instalação do 3º banco de autotransformadores de 230/138 kV, 100 MVA, composto de três unidades monofásicas com 33,3 MVA, na Subestação Anhanguera e respectivos módulos de conexão – obra em andamento; 8) Adequação para barra dupla com 4 chaves na SE Águas Lindas – obra em andamento; 9) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a instalação do 2º Banco 230/138 kV – 225MVA na SE Pirineus; 10) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a substituição do Trafo C (36MVA) para um Trafo 230/13,8kV 50MVA) na SE Goiânia Leste; 11) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a instalação de um banco de capacitores com 80MVAr, na barra de 138kV na SE Carajás. No seguimento de Geração a CELG GT é proprietária de 15% da capacidade de geração de 93,6 MW da UHE Corumbá III. Além disso, a Companhia gere as usinas hidrelétricas - UHE São Domingos (12 MW) e PCH Rochedo (4 MW), além da microgeradora Mosquito (0,36 MW). Devido os reflexos do novo marco regulatório, estas concessões encontram-se em discussão com o poder concedente. Em 2012, a PCH Fazenda Velha localizada no rio Ariranha, afluente da margem direita do rio Claro, próximo de Jataí, com potência de 16,5MW, da qual a CELG GT participa com 20% do empreendimento, após obter a Licença Ambiental de instalação e o projeto básico aprovado junto à ANEEL, foi habilitada no Leilão de venda de energia A-5 realizado em 14 de dezembro de 2012, porém, sem sucesso na contratação da energia a ser produzida, o que serviria de garantia para financiamento do empreendimento. Reconhecemos ainda que o Estado de Goiás possui condições muito favoráveis para a geração de energia hidroelétrica, e que o desenvolvimento do Estado requer o suprimento de energia de toda a cadeia produtiva, além da demanda em nível nacional. Assim, no segmento de Geração, a empresa vem dando continuidade nos diversos estudos para implantação de novas unidades geradoras, localizados nas bacias do rio Paranã, Meia Ponte, e Rio Claro. Ainda em 2012, a CELG GT com parceiros privados obteve o aceite, junto à ANEEL, dos pro- jetos de 12 aproveitamentos hidrelétricos, sendo 8 PCHs localizadas no rio Meia Ponte com potência total de 186MW, dos quais a CELG GT participa com 9,9% e ainda 2 UHEs e 2 PCHs localizadas no rio Claro com potência total de 123MW, dos quais a CELG GT tem uma partici- pação de 20%. Os estudos ambientais destes aproveitamentos estão sendo realizados para obtenção de Licença Prévia junto a SEMARH. Outros aproveitamentos nas bacias dos rios Tocantins e Araguaia estão sendo prospectados. O quadro abaixo resume os projetos em fase de inventário, viabilidade ou em projeto básico, com participação da CELG GT: ESTUDOS QUANTIDADE POTÊNCIA – MW Inventário 2 107 Viabilidade 6 410 Projeto Básico 15 380,4 TOTAL GERAL 897,4 2 RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTAL A CELG GT cumpre a sua missão de colaborar com a melhoria da qualidade de vida da população de Goiás gerando e transmitindo energia para o desenvolvimento sustentável de todas as regiões do Estado. Em acordo com a legislação ambiental, embora os aproveitamentos hidrelétricos implantados em datas anteriores à legislação ambiental, todos eles e as Linhas de Transmissão e Subestações estão de acordo com as normas ambientais vigentes e devidamente licenciadas pelos órgãos competentes. Toda energia gerada e transmitida é proveniente de fonte hidráulica, portanto, limpa e renovável, os reservatórios ocupam uma pequena área de inundação e pelo longo tempo passado de implantação dos empreendimentos, os efeitos deletérios atualmente diagnosticados pelos Planos de Gestão Ambiental são considerados baixos. A elaboração de projetos para novas instalações se enquadra plenamente às exigências legais confirmando o compromisso da CELG GT ser uma empresa sócio e ambientalmente correta. O traçado das Linhas de Transmissão e a localização das Subestações respeitam as Unidades de Conservação e Áreas de Preservação Permanente. Em suas travessias, quando inevitáveis, adota-se o alteamento das estruturas, mitigando assim os impactos ao meio ambiente. Os mesmos procedimentos de responsabilidade sócio-ambiental são exigidos pela CELG GT quando é estabelecida uma parceria com outros agentes, públicos e/ou privados, para obras de geração e transmissão buscando a manutenção ou, quando for o caso, a recuperação dos espaços que sofrem influência das instalações realizadas em conjunto. 3 ASPECTOS REGULATÓRIOS E TARIFÁRIOS 3.1 NOVO MARCO REGULATÓRIO Evidenciaremos a seguir as ações da Administração da CELG GT no ano de 2012, com o advento do novo marco regulatório do setor elétrico. Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória n.º 579, regula- mentada pelo Decreto nº. 7.805, de 14 de setembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Medida Provisória nº 579/2012 foi convertida na Lei nº. 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e parcialmente regulamentada pelo Decreto nº. 7.891, de 23 de janeiro de 2013. A referida Medida Provisória e instrumentos seguintes, estabeleceram novas regras para o setor elétrico a respeito da possibilidade de renovação das concessões de geração, trans- missão e distribuição de energia elétrica, alcançadas pelo art. 17 e 19 da Lei nº 9.074/95, por uma única vez, pelo prazo de 20 anos (geração) e 30 anos (transmissão). O poder concedente, com esses instrumentos legais, vislumbrou assegurar a continuidade, a eficácia da prestação de serviço, a modicidade tarifária e o atendimento a critérios de racionalidade operacional e econômica. Os concessionários elegíveis tiveram 30 dias para manifestar e requerer oficialmente ao poder concedente a prorrogação ou, por outro lado, decidir sobre o termo do seu contrato. Tal prazo foi considerado exíguo pelos agentes do setor, haja vista a necessidade de avaliação das novas normas, sobretudo quanto à apuração se o valor das tarifas definidas para cada usina e a receita fixada para a transmissão atenderiam aos interesses dos investidores. Não obstante a acentuada redução das tarifas, o parágrafo 5º do art. 15 da Medida Provisória expôs que as tarifas das concessões de geração de energia hidrelétrica e as receitas das con- cessões de transmissão, prorrogadas ou licitadas, considerariam dentre outros, a cobertura dos pagamentos de operação e manutenção, encargos, tributos, entre outros. A referida MP e demais atos legais, enunciaram também a indenização correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis para as concessões prorrogadas ou não e desobrigou as concessionárias do recolhimento da cota de RGR (Reserva Global de Reversão) e extinguiu o CCC (Cota de Consumo de Combustíveis). 3.1.1 Efeitos na Geração De acordo com a Portaria Nº. 578/2012, do Ministério de Minas e Energia - MME, com base no valor de Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG, as tarifas de geração, relativas às usinas da CELG GT, foram definidas em R$ 129,12653 (cento e vinte e nove reais, e doze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milési- mos) por kW por ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos, e R$ 204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos de milésimos) por kW por ano para a Usina Hidrelétrica de Rochedo. A nova metodologia de cálculo provocaria queda na receita de geração da CELG GT da ordem de 80% e, contrariando as premissas do decreto, as mesmas seriam insu- ficientes para cobrir os custos de operação, manutenção, administração entre outros. Desta forma a Administração da Celg GT, em consonância com os interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da concessão de Geração, permanecendo a vigência do contrato da Usina de Rochedo até 07/07/2015 e a concessão da Usina Hidrelétrica de São Domingos, vencida em 24/05/2011, a qual encontra-se em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial, visto que a CELG GT protocolou o pedido de renovação desta concessão atempadamente no dia 14 de março de 2008, portanto, de acordo com as cláusulas contratuais previamente pactuadas junto ao órgão regulador. 3.1.2 Efeitos na Transmissão A indenização estabelecida pela Portaria Nº. 580/2012-MME para os investimentos dos bens reversíveis, relativos à transmissão, não amortizados ou não depreciados e imobilizados no período de junho/2000 a outubro/2012 foi de R$ 98.740.514,73 (Noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil, quinhentos e quatorze reais e setenta e três centavos), que será recebido pela CELG GT em parcelas mensais até julho/2015, corrigidas pelo IPCA, acrescidas da remuneração pelo Custo Médio Ponderado de Capital de 5,59% ao ano. Em função dos investimentos realizados a partir de 31 de maio de 2000 terem sido indenizados, houve uma redução da base de remuneração, o que em conjunto com os demais efeitos da Medida Provisória e instrumentos legais, reduziu a RAP (Receita Anual Permitida) da CELG GT de R$ 43.818.973,41 (Quarenta e três milhões, oitocentos e dezoito mil, novecentos e setenta e três reais e quarenta e um centavos), conforme Nota Técnica nº. 98/2012-SRT/ANEEL, de junho de 2012, para R$ 16.468.803,68 (Dezesseis milhões, quatrocentos e sessenta e oito mil, oitocentos e três reais e sessenta e oito centavos), conforme Portaria nº. 579/2012-MME. Ressalta-se que os impactos na parcela gerenciável, tais como encargos setoriais, depreciação e outros, ainda estão sendo avaliados pela companhia. A MP 579/2012 extinguiu dois importantes encargos setoriais, a RGR e CCC, o que juntamente com a redução de CDE e P&D, perfazem uma redução de R$ 6,67 milhões de encargos por ano. Assim, verifica-se que se descontados os encargos setoriais que deixarão de abater a Receita e, considerando os Reforços já autorizados com receitas definidas, verificamos que, quando em operação, estes devem incrementar a Receita em aproximadamente R$ 14,5 milhões/ano (a preços de dezembro/2012). Assim, apura-se que em termos líquidos, a redução de receita deverá ser da ordem de R$ 6,1 milhões, conforme exemplificado no gráfico abaixo: Neste sentido, mesmo com a percepção de que a companhia deverá adotar uma posição agressiva no sentido de reaplicar o capital que está recebendo via indeniza- ção e, ao mesmo tempo adotar medidas para equacionar despesas e custos no que for cabível, com relação à concessão de Transmissão, optou-se pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº. 063/2001-ANEEL, com vigência até 5 de dezembro de 2042. 4 INVESTIMENTOS A sustentabilidade da CELG GT dependerá essencialmente de realização de investimentos da ordem de R$ 61 milhões (reforços autorizados em andamento), na data base de 31 de dezembro de 2012, além de eficiência na gestão. Assim, estuda-se a possibilidade de adquirir ativos existentes e participar ativamente em leilões no setor de transmissão, bem como concluir as obras em curso de melhoria, modernização e reforços já autorizados, evidenciados na tabela abaixo, além de priorizar e executar em tempo hábil os investimentos que vierem a ser autorizados. A Administração da CELG GT, atenta às oportunidades de expansão da geração de energia hidrelétrica, vem realizando inventários, estudos de viabilidade e projetos bási- cos de aproveitamentos, com o objetivo de empreendê-los em momento oportuno, do ponto de vista da rentabilidade, acompanhando as possíveis e vindouras alterações do mercado. 5 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO A Receita Operacional Líquida da CELG GT em 2012, originada de suas atividades como geradora e transmissora de energia elétrica totalizou R$ 71,21 milhões de reais, dos quais 68% referem-se ao uso do sistema de transmissão e 32% proveniente de geração. A evolução da receita bruta foi de 5,65% passando de R$ 82,9 milhões em 2011 para R$ 87,59 milhões em 2012. As deduções à receita operacional bruta equivaleram a 18,7%, tendo sido reduzidas em 8,72%. No ano 2012 a empresa apresentou lucro de R$ 592 mil. Os dados econômico-financeiros da CELG GT em 2012 encontram-se abaixo relacionados: Os custos não gerenciáveis apresentaram uma diminuição na participação do custo total, tanto para a atividade de transmissão quanto na atividade de geração. Enquanto os custos gerenciáveis aumentaram a participação na composição do custo total. Na atividade de transmissão estes custos passaram para 45% e na geração atingiu 53%. Descrição Geração( R$ mil) Variação Transmissão (R$ mil) Variação Total (R$ mil) Variação 2011 2012 2011/2012 2011 2012 2011/2012 2011 2012 2011/2012 Receita Bruta Operacional 21.675 24.842 14,61% 61.233 62.751 2,48% 82.908 87.593 5,65% Receita Operacional Líquida 19.858 22.864 15,14% 45.100 48.344 7,19% 64.958 71.208 9,62% EBTIDA 12.364 14.393 16,41% 22.232 19.758 -11,13% 34.596 34.151 -1,29% EBIT - Resultado do Serviço 7.334 9.342 27,38% 7.234 6.352 -12,19% 14.568 15.694 7,73% Resultado Financeiro (4.960) (4.772) -3,79% (8.975) (9.796) 9,15% (13.935) (14.568) 4,54% Resultado operacional 2.374 4.570 92,50% (1.741) (3.444) 97,82% 633 1.126 77,88% Lucro/Prejuízo Líquido 1.991 4.147 108,29% (1.741) (3.555) 104,19% 250 592 136,80% Ativo Total - - - - - - 399.230 418.436 4,81% Investimentos - - - - - - 50.707 54.069 6,63% Passivo Circulante e Não Circulante - - - - - - 106.517 116.531 9,40% Patrimônio Líquido - PL - - - - - - 292.713 301.905 3,14% Indicadores Econômico-Financeiros Margem EBITDA 62,3% 63,0% - 49,3% 40,9% - 53,3% 48,0% - Margem EBIT 36,9% 40,9% - 16,0% 13,1% - 22,4% 22,0% - Margem Líquida 10,0% 18,1% - -3,9% -7,4% - 0,4% 0,8% - Depreciação / Ebtida 40,7% 35,1% - 67,5% 67,9% - 57,9% 54,0% - Grau de cobertura operacional - - - - - - 2,48 2,34 - Patrimônio Líquido a preços mercados/EBTIDA - - - - - - 8,46 8,84 - RELA TÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO SOCIEDADES DE ECONOMIA MISTA Celg

Diário Oficial ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621 SOCIEDADES DE …celggt.com/Uploads/Editor/file/LeiTransparencia/Contabil/DO_2012.pdf · Estado de Goiás, contando atualmente

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Diário Oficial 15GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO

MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

Senhor Acionista,

Submetemos, para apreciação e em cumprimento às disposições legais e estatutárias, oRelatório de Administração, as Demonstrações Contábeis e Notas Explicativas, acompanhados dorelatório dos Auditores Independentes da Celg Geração e Transmissão S.A. – CELG GT, referentesao exercício social findo em 31 de dezembro de 2012.

A CELG GT, subsidiária integral da Companhia Celg de Participações – CELGPAR, atua como objetivo de fomentar o crescimento contínuo e sustentável da economia goiana, investindoem melhorias, reforços e ampliação do sistema de transmissão de 230 kV para garantir a con-fiabilidade do sistema elétrico, além de ampliar a capacidade de geração de energia elétrica.

A eficiência operacional tem sido uma busca constante da Celg GT. Desta forma, consideran-do o novo marco regulatório do setor elétrico, relacionado às atividades de geração e trans-missão, modificado a partir da Medida Provisória Nº. 579, de 11 de setembro de 2012, vislum-bra-se a adoção de medidas operacionais e de disciplina financeira para o ano de 2013, bemcomo a ampliação dos negócios atuais e busca de outros negócios, seja com obras de inves-timentos em melhorias e modernização autorizados pelo regulador, seja pela ampliação dabase de ativos via leilões de concessões de transmissão e geração promovidos pela ANEEL,ou ainda pela aquisição de ativos de outros concessionários.

José Fernando Navarrete PenaPresidente

1 ATIVIDADE DE TRANSMISSÃO E GERAÇÃO

A principal área de atuação da CELG GT é no segmento de transmissão de energia Elétrica noEstado de Goiás, contando atualmente com a concessão de 12 Subestações e aproximada-mente 750 km de linha de transmissão.Com relação aos projetos de melhoria, ampliação e reforço do sistema de transmissão, apre-sentamos a posição em 31 de dezembro de 2012 das seguintes obras:1) Seccionamento da Linha de Transmissão Anhanguera – Palmeiras – concluída em junho de2012;

2) Construção de trecho de 1,8 km e instalação de módulo de Entrada de Linha na SubestaçãoCarajás – 230 kV – obra em andamento; 3) Seccionamento da Linha de Transmissão Anhanguera – Cachoeira Dourada circuito 2, em230 kV, na Subestação Planalto – obra em andamento;

4) Seccionamento da Linha de Transmissão em 230 kV Anhanguera – Firminópolis, naSubestação Palmeiras – concluída em junho de 2012;

5) Instalação do 2º transformador trifásico 230/69 kV, 50 MVA, na Subestação Palmeiras erespectivos módulos de conexão – concluída em junho de 2012;

6) Instalação do 2º banco de autotransformadores de 230/138 kV, 225 MVA, composto por trêsunidades monofásicas de 75 MVA, na Subestação Carajás com respectivos módulos deconexão – obra em andamento;

7) Instalação do 3º banco de autotransformadores de 230/138 kV, 100 MVA, composto de trêsunidades monofásicas com 33,3 MVA, na Subestação Anhanguera e respectivos módulos deconexão – obra em andamento;

8) Adequação para barra dupla com 4 chaves na SE Águas Lindas – obra em andamento;

9) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a instalação do 2º Banco230/138 kV – 225MVA na SE Pirineus;

10) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a substituição do TrafoC (36MVA) para um Trafo 230/13,8kV 50MVA) na SE Goiânia Leste;

11) Iniciados os projetos e aquisição de materiais e equipamentos para a instalação de umbanco de capacitores com 80MVAr, na barra de 138kV na SE Carajás.

No seguimento de Geração a CELG GT é proprietária de 15% da capacidade de geração de93,6 MW da UHE Corumbá III. Além disso, a Companhia gere as usinas hidrelétricas - UHESão Domingos (12 MW) e PCH Rochedo (4 MW), além da microgeradora Mosquito (0,36 MW).Devido os reflexos do novo marco regulatório, estas concessões encontram-se em discussãocom o poder concedente.

Em 2012, a PCH Fazenda Velha localizada no rio Ariranha, afluente da margem direita do rioClaro, próximo de Jataí, com potência de 16,5MW, da qual a CELG GT participa com 20% doempreendimento, após obter a Licença Ambiental de instalação e o projeto básico aprovadojunto à ANEEL, foi habilitada no Leilão de venda de energia A-5 realizado em 14 de dezembrode 2012, porém, sem sucesso na contratação da energia a ser produzida, o que serviria degarantia para financiamento do empreendimento.

Reconhecemos ainda que o Estado de Goiás possui condições muito favoráveis para a geraçãode energia hidroelétrica, e que o desenvolvimento do Estado requer o suprimento de energia detoda a cadeia produtiva, além da demanda em nível nacional. Assim, no segmento de Geração,a empresa vem dando continuidade nos diversos estudos para implantação de novas unidadesgeradoras, localizados nas bacias do rio Paranã, Meia Ponte, e Rio Claro.

Ainda em 2012, a CELG GT com parceiros privados obteve o aceite, junto à ANEEL, dos pro-jetos de 12 aproveitamentos hidrelétricos, sendo 8 PCHs localizadas no rio Meia Ponte compotência total de 186MW, dos quais a CELG GT participa com 9,9% e ainda 2 UHEs e 2 PCHslocalizadas no rio Claro com potência total de 123MW, dos quais a CELG GT tem uma partici-pação de 20%. Os estudos ambientais destes aproveitamentos estão sendo realizados paraobtenção de Licença Prévia junto a SEMARH. Outros aproveitamentos nas bacias dos riosTocantins e Araguaia estão sendo prospectados. O quadro abaixo resume os projetos em fasede inventário, viabilidade ou em projeto básico, com participação da CELG GT:

ESTUDOS QUANTIDADE POTÊNCIA – MWInventário 2 107Viabilidade 6 410Projeto Básico 15 380,4TOTAL GERAL 897,4

2 RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTAL

A CELG GT cumpre a sua missão de colaborar com a melhoria da qualidade de vida dapopulação de Goiás gerando e transmitindo energia para o desenvolvimento sustentávelde todas as regiões do Estado. Em acordo com a legislação ambiental, embora osaproveitamentos hidrelétricos implantados em datas anteriores à legislação ambiental, todoseles e as Linhas de Transmissão e Subestações estão de acordo com as normas ambientaisvigentes e devidamente licenciadas pelos órgãos competentes.

Toda energia gerada e transmitida é proveniente de fonte hidráulica, portanto, limpa e renovável,os reservatórios ocupam uma pequena área de inundação e pelo longo tempo passado deimplantação dos empreendimentos, os efeitos deletérios atualmente diagnosticados pelosPlanos de Gestão Ambiental são considerados baixos.

A elaboração de projetos para novas instalações se enquadra plenamente às exigências legaisconfirmando o compromisso da CELG GT ser uma empresa sócio e ambientalmente correta.O traçado das Linhas de Transmissão e a localização das Subestações respeitam as Unidadesde Conservação e Áreas de Preservação Permanente. Em suas travessias, quando inevitáveis,adota-se o alteamento das estruturas, mitigando assim os impactos ao meio ambiente.

Os mesmos procedimentos de responsabilidade sócio-ambiental são exigidos pela CELG GTquando é estabelecida uma parceria com outros agentes, públicos e/ou privados, para obrasde geração e transmissão buscando a manutenção ou, quando for o caso, a recuperação dosespaços que sofrem influência das instalações realizadas em conjunto.

3 ASPECTOS REGULATÓRIOS E TARIFÁRIOS

3.1 NOVO MARCO REGULATÓRIO

Evidenciaremos a seguir as ações da Administração da CELG GT no ano de 2012, com oadvento do novo marco regulatório do setor elétrico.

Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória n.º 579, regula-mentada pelo Decreto nº. 7.805, de 14 de setembro de 2012, com o objetivo de definir oscritérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Medida Provisória nº 579/2012foi convertida na Lei nº. 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e parcialmente regulamentadapelo Decreto nº. 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

A referida Medida Provisória e instrumentos seguintes, estabeleceram novas regras para osetor elétrico a respeito da possibilidade de renovação das concessões de geração, trans-missão e distribuição de energia elétrica, alcançadas pelo art. 17 e 19 da Lei nº 9.074/95, poruma única vez, pelo prazo de 20 anos (geração) e 30 anos (transmissão). O poder concedente,com esses instrumentos legais, vislumbrou assegurar a continuidade, a eficácia da prestaçãode serviço, a modicidade tarifária e o atendimento a critérios de racionalidade operacional eeconômica.

Os concessionários elegíveis tiveram 30 dias para manifestar e requerer oficialmente ao poderconcedente a prorrogação ou, por outro lado, decidir sobre o termo do seu contrato. Tal prazofoi considerado exíguo pelos agentes do setor, haja vista a necessidade de avaliação dasnovas normas, sobretudo quanto à apuração se o valor das tarifas definidas para cada usina ea receita fixada para a transmissão atenderiam aos interesses dos investidores. Não obstante a acentuada redução das tarifas, o parágrafo 5º do art. 15 da Medida Provisóriaexpôs que as tarifas das concessões de geração de energia hidrelétrica e as receitas das con-cessões de transmissão, prorrogadas ou licitadas, considerariam dentre outros, a coberturados pagamentos de operação e manutenção, encargos, tributos, entre outros.

A referida MP e demais atos legais, enunciaram também a indenização correspondente às

parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis para as concessões prorrogadas ou não e desobrigou as concessionárias do recolhimento da cota de RGR(Reserva Global de Reversão) e extinguiu o CCC (Cota de Consumo de Combustíveis).

3.1.1 Efeitos na Geração

De acordo com a Portaria Nº. 578/2012, do Ministério de Minas e Energia - MME, com base no valor de Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG, as tarifas degeração, relativas às usinas da CELG GT, foram definidas em R$ 129,12653 (cento e vinte e nove reais, e doze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milési-mos) por kW por ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos, e R$ 204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos demilésimos) por kW por ano para a Usina Hidrelétrica de Rochedo.

A nova metodologia de cálculo provocaria queda na receita de geração da CELG GT da ordem de 80% e, contrariando as premissas do decreto, as mesmas seriam insu-ficientes para cobrir os custos de operação, manutenção, administração entre outros. Desta forma a Administração da Celg GT, em consonância com os interesses doacionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da concessão de Geração, permanecendo a vigência do contrato da Usina de Rochedo até 07/07/2015 e aconcessão da Usina Hidrelétrica de São Domingos, vencida em 24/05/2011, a qual encontra-se em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME,bem como na esfera judicial, visto que a CELG GT protocolou o pedido de renovação desta concessão atempadamente no dia 14 de março de 2008, portanto, de acordocom as cláusulas contratuais previamente pactuadas junto ao órgão regulador.

3.1.2 Efeitos na Transmissão

A indenização estabelecida pela Portaria Nº. 580/2012-MME para os investimentos dos bens reversíveis, relativos à transmissão, não amortizados ou não depreciados eimobilizados no período de junho/2000 a outubro/2012 foi de R$ 98.740.514,73 (Noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil, quinhentos e quatorze reais e setentae três centavos), que será recebido pela CELG GT em parcelas mensais até julho/2015, corrigidas pelo IPCA, acrescidas da remuneração pelo Custo Médio Ponderadode Capital de 5,59% ao ano.

Em função dos investimentos realizados a partir de 31 de maio de 2000 terem sido indenizados, houve uma redução da base de remuneração, o que em conjunto com osdemais efeitos da Medida Provisória e instrumentos legais, reduziu a RAP (Receita Anual Permitida) da CELG GT de R$ 43.818.973,41 (Quarenta e três milhões, oitocentose dezoito mil, novecentos e setenta e três reais e quarenta e um centavos), conforme Nota Técnica nº. 98/2012-SRT/ANEEL, de junho de 2012, para R$ 16.468.803,68(Dezesseis milhões, quatrocentos e sessenta e oito mil, oitocentos e três reais e sessenta e oito centavos), conforme Portaria nº. 579/2012-MME. Ressalta-se que osimpactos na parcela gerenciável, tais como encargos setoriais, depreciação e outros, ainda estão sendo avaliados pela companhia.

A MP 579/2012 extinguiu dois importantes encargos setoriais, a RGR e CCC, o que juntamente com a redução de CDE e P&D, perfazem uma redução de R$ 6,67 milhõesde encargos por ano. Assim, verifica-se que se descontados os encargos setoriais que deixarão de abater a Receita e, considerando os Reforços já autorizados comreceitas definidas, verificamos que, quando em operação, estes devem incrementar a Receita em aproximadamente R$ 14,5 milhões/ano (a preços de dezembro/2012).Assim, apura-se que em termos líquidos, a redução de receita deverá ser da ordem de R$ 6,1 milhões, conforme exemplificado no gráfico abaixo:

Neste sentido, mesmo com a percepção de que a companhia deverá adotar uma posição agressiva no sentido de reaplicar o capital que está recebendo via indeniza-ção e, ao mesmo tempo adotar medidas para equacionar despesas e custos no que for cabível, com relação à concessão de Transmissão, optou-se pela renovação damesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº. 063/2001-ANEEL, com vigência até 5 de dezembro de 2042.

4 INVESTIMENTOSA sustentabilidade da CELG GT dependerá essencialmente de realização de investimentos da ordem de R$ 61 milhões (reforços autorizados em andamento), na data basede 31 de dezembro de 2012, além de eficiência na gestão. Assim, estuda-se a possibilidade de adquirir ativos existentes e participar ativamente em leilões no setor detransmissão, bem como concluir as obras em curso de melhoria, modernização e reforços já autorizados, evidenciados na tabela abaixo, além de priorizar e executar emtempo hábil os investimentos que vierem a ser autorizados.

A Administração da CELG GT, atenta às oportunidades de expansão da geração de energia hidrelétrica, vem realizando inventários, estudos de viabilidade e projetos bási-cos de aproveitamentos, com o objetivo de empreendê-los em momento oportuno, do ponto de vista da rentabilidade, acompanhando as possíveis e vindouras alteraçõesdo mercado.

5 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

A Receita Operacional Líquida da CELG GT em 2012, originada de suas atividades como geradora e transmissora de energia elétrica totalizou R$ 71,21 milhões de reais,dos quais 68% referem-se ao uso do sistema de transmissão e 32% proveniente de geração.

A evolução da receita bruta foi de 5,65% passando de R$ 82,9 milhões em 2011 para R$ 87,59 milhões em 2012. As deduções à receita operacional bruta equivaleram a18,7%, tendo sido reduzidas em 8,72%. No ano 2012 a empresa apresentou lucro de R$ 592 mil.

Os dados econômico-financeiros da CELG GT em 2012 encontram-se abaixo relacionados:

Os custos não gerenciáveis apresentaram uma diminuição na participação do custo total, tanto para a atividade de transmissão quanto na atividade de geração. Enquantoos custos gerenciáveis aumentaram a participação na composição do custo total. Na atividade de transmissão estes custos passaram para 45% e na geração atingiu 53%.

Descrição Geração( R$ mil) Variação Transmissão (R$ mil) Variação Total (R$ mil) Variação 2011 2012 2011/2012 2011 2012 2011/2012 2011 2012 2011/2012

Receita Bruta Operacional 21.675 24.842 14,61% 61.233 62.751 2,48% 82.908 87.593 5,65%Receita Operacional Líquida 19.858 22.864 15,14% 45.100 48.344 7,19% 64.958 71.208 9,62%EBTIDA 12.364 14.393 16,41% 22.232 19.758 -11,13% 34.596 34.151 -1,29%EBIT - Resultado do Serviço 7.334 9.342 27,38% 7.234 6.352 -12,19% 14.568 15.694 7,73%Resultado Financeiro (4.960) (4.772) -3,79% (8.975) (9.796) 9,15% (13.935) (14.568) 4,54%Resultado operacional 2.374 4.570 92,50% (1.741) (3.444) 97,82% 633 1.126 77,88%Lucro/Prejuízo Líquido 1.991 4.147 108,29% (1.741) (3.555) 104,19% 250 592 136,80%Ativo Total - - - - - - 399.230 418.436 4,81%Investimentos - - - - - - 50.707 54.069 6,63%Passivo Circulante e Não Circulante - - - - - - 106.517 116.531 9,40%Patrimônio Líquido - PL - - - - - - 292.713 301.905 3,14%

Indicadores Econômico-Financeiros

Margem EBITDA 62,3% 63,0% - 49,3% 40,9% - 53,3% 48,0% -Margem EBIT 36,9% 40,9% - 16,0% 13,1% - 22,4% 22,0% -Margem Líquida 10,0% 18,1% - -3,9% -7,4% - 0,4% 0,8% -Depreciação / Ebtida 40,7% 35,1% - 67,5% 67,9% - 57,9% 54,0% -Grau de cobertura operacional - - - - - - 2,48 2,34 -Patrimônio Líquido a preços mercados/EBTIDA - - - - - - 8,46 8,84 -

RE LA TÓ RIO DA AD MI NIS TRA ÇÃO

SOCIEDADES DE ECONOMIA MISTA

Celg

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Diário Oficial16GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013

ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO

O Patrimônio Líquido da empresa teve aumento de 3,14%, em 31 de dezembro de 2012, encerrando o exercício em R$ 301.905 mil.Assim, a estrutura de capital encerrou o exercício com 61,4% de capital próprio e 38,6% de capital de terceiros, tendo este elevado6,07% em relação a 2011.

6 ASPECTOS ORGANIZACIONAIS

Dentro do propósito da CELG GT de ampliar seus negócios, será fundamental revisar a estrutura organizacional da companhia, deforma a otimizar a gestão por processos para maior eficiência e estruturar as áreas de suporte e de atividade fim da companhia.

Em 31/12/2012 a empresa contava com 81 empregados, dos quais 17 aderiram ao Programa de Desligamento Voluntário – PDV, edevem se desligar até setembro de 2014. Assim, a empresa deverá promover um concurso público para compensar o déficit de mãode obra e suprir as necessidades de pessoal próprio para suportar o aumento de demanda por serviços devido a expansão do sis-tema.

7 AUDITORES INDEPENDENTES

No que diz respeito à prestação de serviços não relacionados à auditoria externa, a CELG GT segue princípios que preservam a inde-pendência do auditor.

As demonstrações financeiras individuais e consolidadas, em todos os seus aspectos relevantes quanto à posição patrimonial e finan-ceira da Concessionária com relação ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, foram auditadas pela UHY Moreira Auditores.

As políticas da Companhia e de suas controladas vedam a contratação de seus auditores independentes para a prestação de serviçosque acarretam conflito de interesses ou perda de objetividade dos mesmos. A CELG GT adota um sistema de rodízio de seus audi-tores independentes com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM, conforme previsto em lei, selecionadospor meio de processo de licitação pública.

8 CONSIDERAÇÕES FINAIS E AGRADECIMENTOS

A Administração da CELG GT é grata ao Governo de Goiás, nosso acionista majoritário, pela confiança e apoio constantemente mani-festados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridades federais, estaduais e municipais, às comunidadesservidas pela Companhia, aos acionistas e demais investidores, e, em especial, à dedicação de seu qualificado corpo de empregados.

Goiânia, 03 de Junho de 2013.

A Administração.

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Diário Oficial 17GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOBALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 31 DE DEZEMBRO DE 2011

(Valores expressos em milhares de reais)Controladora Consolidado

ATIVO Notas 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011RECLASSIFICADO RECLASSIFICADO

CIRCULANTE REAPRESENTADO

Caixa e equivalentes de caixa 4 40.633 31.378 43.777 33.017Contas a receber 5 5.171 5.573 6.317 6.972Ativo financeiro - Bens da concessão 5 51.687 50.096 51.687 50.096Adiantamento a fornecedores - 16 3 21Créditos fiscais 6 1.583 658 1.583 659Outros devedores 48 45 398 107Transação com partes relacionadas 19 6.708 4.313 6.708 4.313Cauções e Depósitos Vinculados 7 - 46 - 46Provisão para créditos de liquidação duvidosa 5 (185) (103) (185) (103)Estoques 3.484 3.193 3.484 3.193Despesas pagas antecipadamente 135 121 135 121

Total do ativo circulante 109.264 95.336 113.907 98.442

NÃO CIRCULANTE

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Fundos vinculados 18 - - 1.722 1.614Outros devedores - - 116 93Cauções e Depósitos Vinculados 7 309 - 309 -Ativo financeiro - Bens da concessão 5 218.272 214.343 218.272 214.343Bens e direitos destinados à alienação 8 286 286 286 286

218.867 214.629 220.705 216.336

INVESTIMENTOS 9 54.069 50.707 2.120 2.922IMOBILIZADO 10 35.626 38.186 115.335 117.403INTANGÍVEL 11 610 372 6.135 6.118

Total do ativo não circulante 309.172 303.894 344.295 342.779

TOTAL DO ATIVO 418.436 399.230 458.202 441.221

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.Controladora Consolidado

PASSIVO Notas 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011RECLASSIFICADO

CIRCULANTE REAPRESENTADO

Fornecedores 12 456 615 773 670Folha de pagamento 1.280 433 1.285 438Tributos e contribuições sociais 13 1.716 854 1.889 1.040Empréstimos e financiamentos 14 833 775 3.577 3.551Obrigações estimadas 15 1.501 1.282 1.519 1.295Taxas regulamentares 16 2.212 2.408 2.419 2.571Transação com partes relacionadas 19 38.705 41.288 43.592 45.679Outros 232 107 243 214

Total do passivo circulante 46.935 47.762 55.297 55.458

NÃO CIRCULANTE

Empréstimos e financiamentos 14 15.282 12.666 41.275 41.325Uso do Bem Público - - 5.411 5.636Provisão para contingências 17 389 150 389 150Transação com partes relacionadas 19 53.925 45.939 53.925 45.939

Total do passivo não circulante 69.596 58.755 101.000 93.050

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 20

Capital realizado 329.725 321.125 329.725 321.125Prejuízos acumulados (27.820) (28.412) (27.820) (28.412)

Total do patrimônio líquido 301.905 292.713 301.905 292.713

TOTAL DO PASSIVO 418.436 399.230 458.202 441.221

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E DE 2011(Valores expressos em milhares de reais, exceto lucro por ação)

Controladora ConsolidadoNotas 01/01/2012 a 01/01/2011 a 01/01/2012 a 01/01/2011 a

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 21 59.160 53.926 71.208 64.958

CUSTO DOS PRODUTOS VENDIDOS 22

Pessoal e administradores (10.416) (7.391) (10.416) (7.391)Entidade de previdência privada (199) (202) (199) (202)Materiais (171) (418) (171) (418)Serviços de terceiros (3.218) (2.896) (4.277) (3.818)Custo de Construção (10.094) (7.670) (10.094) (7.670)Depreciação (3.489) (3.519) (4.977) (5.004)Amortização do Ativo Financeiro - Concessões (13.406) (14.957) (13.406) (14.957)Utilização do Bem Público - - (266) (255)Tributos (33) (49) (33) (49)Recuperação de Custos 7 - 7 -Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (267) (257) (525) (554)Taxa de fiscalização (254) (226) (283) (265)Energia elétrica comprada para revenda - (171) (121) (370)Encargos de uso da rede elétrica - - (360) (360)Provisão para créditos de liquidação duvidosa (82) 146 (82) 146Outros (170) (193) (271) (289)

(41.792) (37.803) (45.474) (41.456)

LUCRO BRUTO 17.368 16.123 25.734 23.502

DESPESAS OPERACIONAIS 22

Pessoal e administradores (7.655) (6.343) (8.033) (6.688)Entidade de previdência privada (329) (252) (329) (252)Materiais (101) (49) (101) (49)Serviços de terceiros (910) (695) (997) (841)Depreciação (18) (51) (52) (67)Amortização - Ativo Intangível (22) - (22) -Tributos (180) (103) (201) (124)Provisões para Contingências (242) - (242) -Recuperação de despesas 65 26 65 26Outras despesas (58) (329) (128) (939)

(9.450) (7.796) (10.040) (8.934)

RESULTADO OPERACIONAL ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS 7.918 8.327 15.694 14.568

RECEITAS FINANCEIRAS

Rendas 3.098 2.458 3.384 2.715Variações monetárias 160 606 160 606Outras 15 513 15 513Ganho/Perda de equivalência patrimonial 5.057 3.161 - -

8.330 6.738 3.559 3.834DESPESAS FINANCEIRAS

Encargos de dívidas (9.626) (9.474) (11.830) (11.949)Variações monetárias (5.388) (4.509) (5.388) (4.509)Outras (531) (832) (909) (1.311)

(15.545) (14.815) (18.127) (17.769)

RESULTADO FINANCEIRO (7.215) (8.077) (14.568) (13.935)

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 703 250 1.126 633

Contribuição social (32) - (193) (144)Imposto de Renda (79) - (341) (239)

(111) - (534) (383)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 592 250 592 250

Lucro por ação 0,002 0,001 0,002 0,001

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E DE 2011(Valores expressos em milhares de reais)

Capital Prejuízos Totalsocial acumulados Patrimônio Líquido

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 321.125 (28.662) 292.463

Lucro líquido do exercício - 250 250SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2011 321.125 (28.412) 292.713

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2011 321.125 (28.412) 292.713

Lucro líquido do exercício - 592 592Aumento de Capital 8.600 - 8.600

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 329.725 (27.820) 301.905

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E DE 2011(Valores expressos em milhares de reais)

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS OPERAÇÕES

Recebimentos de clientes e outros 64.268 63.100 77.150 76.540Pagamentos a fornecedores (4.672) (6.396) (5.314) (8.355)Pagamentos a empregados (19.087) (13.572) (19.194) (13.678)Pagamentos de impostos e contribuições (17.303) (18.111) (18.620) (19.452)Outras despesas operacionais e administrativas (1.145) (885) (2.715) (1.023)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 22.061 24.136 31.307 34.032

FLUXO DE CAIXA UTILIZADO NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOS

Aquisição de investimentos (507) (680) (507) (2.189)Aquisição de imobilizado (16.229) (11.867) (18.467) (13.490)Rendimentos de aplicações financeiras 2.221 1.435 2.221 1.516Dividendos Recebidos 401 559 401 140Crédito com Controladora (32) 6.505 (32) 6.505Outros 8 - (180) -

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (14.138) (4.048) (16.564) (7.518)

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Aporte de capital 8.600 - 8.600 -Empréstimos e Financiamentos Obtidos 2.527 6.628 2.527 6.628Dividendos - - (418) -Pagamento de serviço da dívida (9.795) (7.395) (14.692) (12.971)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO 1.332 (767) (3.983) (6.343)

AUMENTO (REDUÇÃO) NO CAIXA E EQUIVALENTES 9.255 19.321 10.760 20.171

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 31.378 12.057 33.017 12.846Caixa e equivalentes de caixa no final do período 40.633 31.378 43.777 33.017

AUMENTO (REDUÇÃO) NO CAIXA E EQUIVALENTES 9.255 19.321 10.760 20.171

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

GERAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Receita operacional bruta 74.964 71.344 87.593 82.908Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa (82) 146 (82) 146Insumos:Serviços de terceiros (4.162) (3.591) (5.308) (4.659)Materiais (272) (467) (274) (467)Outros custos operacionais (10.265) (8.337) (11.459) (9.857)

VALOR ADICIONADO BRUTO 60.183 59.095 70.470 68.071

Provisões Operacionais (239) - (239) -Quotas de reintegração (3.529) (3.570) (5.051) (5.071)Amortização do ativo financeiro - Concessões (13.406) (14.957) (13.406) (14.957)

VALOR ACIONADO LÍQUIDO 43.009 40.568 51.774 48.043

Receitas financeiras e variações monetárias ativas 3.273 3.577 3.559 3.834Resultado de equivalência patrimonial 5.057 3.161 - -

VALOR ADICIONADO TOTAL 51.339 47.306 55.333 51.877

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Pessoal 18.599 14.188 18.977 14.533Governo 16.603 18.053 17.628 19.325Financiadores 15.545 14.815 18.136 17.769Lucro do exercício 592 250 592 250

51.339 47.306 55.333 51.877

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DOS VALORES ADICIONADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E DE 2011(Valores expressos em milhares de reais)

DIRETORIA:

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Moraes Asley Stecca Steindorff Eduardo José dos SantosDiretor - Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial Contador CRC-GO 013496/O-8

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20 CPF nº 823.112.501-91 CPF nº 767.706.561-91

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS REFERENTES AOS EXERCÍCIOS FINDOSEM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 31 DE DEZEMBRO DE 2011.

(Valores expressos em milhares de reais)1. CONTEXTO OPERACIONAL

A CELG Geração e Transmissão S.A. – CELG GT (“Companhia”) é uma sociedade anônima de capital fechado, subsidiária integralda Companhia CELG de Participações (“CELGPAR”), com sede na cidade de Goiânia, Estado de Goiás, Brasil, constituída em 15de dezembro de 2005 com início das suas operações a partir de 1º de setembro de 2006, como resultado do processo de desmem-bramento das atividades da Companhia Energética de Goiás - CELG, determinado pelo Governo Federal conforme Lei nº 10.848, de15 de março de 2004.

Em 20 de maio de 2011, através da ata da 26ª Assembléia Geral Extraordinária, o nome fantasia da companhia foi alterado, sendosubstituído “CELG G&T” por “CELG GT”.

Objeto Social

A CELG GT está destinada à exploração técnica e comercial de instalações de geração e de transmissão que lhes foram outorga-dos pelo Poder Concedente, para isso poderá realizar estudos, elaborar projeções, pesquisar, planejar, construir e operar instalaçõesde geração, transformação e transporte de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a CELG GT está autorizada a participar de consór-cios ou companhias, em conjunto com empresas privadas, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia, obser-vada a legislação aplicável.

A Companhia possui três usinas hidrelétricas, linhas e subestações de transmissão pertencentes à rede básica do sistema brasileirode geração e transmissão.

Concessões

A transferência das concessões de geração e transmissão de energia elétrica da Companhia Energética de Goiás para a CELG GTfoi aprovada pela ANEEL através da Resolução Autorizativa nº 643 de 25 de julho de 2006.

A Companhia detém junto à ANEEL as seguintes concessões:Geração Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada Capacidade utilizada

(MW) (MW)Hidrelétricas:Rochedo Rio Meia Ponte 62/2000 17/08/1999 07/07/2015 4,000 4,000São Domingos1 Rio São Domingos 62/2000 22/05/1981 24/05/2011 12,000 12,000Mosquito Rio Mosquito 62/2000 17/08/1999 07/07/2015 0,360 0,360

16,360 16,360

1 - Em 14 de março de 2008 foi solicitada a renovação da concessão pela administração da Celg GT, estando esta renovação em

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Diário Oficial18GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013

ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOdiscussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial.

Transmissão Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada(MVA)

Rede básica1 Goiás 63/2001 07/07/1995 05/12/2042 1.989

1 – Ver Nota Explicativa nº. 27.a – Eventos Subseqüentes – Prorrogação das Concessões de Geração e Transmissão de EnergiaElétrica.

Participações

A Companhia possui a seguinte participação societária:• Energética Corumbá III S.A. (Controlada em conjunto – participação de 37,5%) – Produção e comercialização de energia elétricaem regime de produção independente, por meio da Usina Hidrelétrica Corumbá III, localizada em Luziânia, no Estado de Goiás. AUsina iniciou a operação comercial em 24 de outubro de 2009.

2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2.1. Bases de elaboração e apresentaçãoAs demonstrações financeiras foram elaboradas e estão sendo apresentadas em conformidade com as práticas contábeis adotadasno Brasil, as quais abrangem as disposições contidas na lei das Sociedades por Ações, pronunciamentos, interpretações e orien-tações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e aprovadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”). Emconformidade com a legislação brasileira vigente, essas demonstrações financeiras apresentam a avaliação do investimento emempreendimento controlado em conjunto pelo método da equivalência patrimonial. Desta forma, essas demonstrações financeirasnão são consideradas como estando conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro – IFRS, que exigem a avaliaçãodestes investimentos pelo seu valor justo ou pelo seu valor de custo.

As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto quando informado de outra forma, conformedescrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em trocade ativos.

As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012 foram autorizadas pela Diretoria Executiva.

2.2. Moeda funcional e de apresentaçãoEssas demonstrações financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações finan-ceiras estão apresentadas em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.

2.3. Uso de estimativas, julgamentos e premissasA preparação das demonstrações financeiras de acordo com as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, esti-mativas 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.Esses julgamentos, estimativas e premissas são revistos ao menos mensalmente e eventuais ajustes são reconhecidos no períodoem que estas são revisadas.

As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: análise dorisco de crédito e de outros riscos para a determinação da necessidade de provisões, inclusive para contingências trabalhistas etransações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

2.4. Procedimentos de consolidaçãoAs demonstrações financeiras consolidadas incluem as demonstrações financeiras da Celg GT e de sua controlada em conjunto.A controlada em conjunto é consolidada proporcionalmente a partir da data em que o controle compartilhado se iniciou até a data queeste controle deixar de existir.Em 31 de dezembro de 2012 a participação na controlada se apresentava da seguinte forma:

Data base das Participação %Controlada em conjunto demonstrações financeiras 31/12/2012 31/12/2011Energética Corumbá III S/A - ECIII 31/12/2012 37,50 37,50

Com relação ao saldo do Balanço Patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2011, verificou-se a necessidade da ocorrênciadas seguintes reclassificações dentro do processo de consolidação:a) Reclassificação de valores referentes aos encargos de transmissão de energia elétrica e outras rendas, apresentados original-mente na composição do saldo divulgado dos Ativos Financeiros de Transmissão – Ver Nota Explicativa 5;

b) Reapresentação, para efeito de comparabilidade, do saldo reconhecido de valores referentes à Utilização do Bem Público dasConcessões – UBP, a valor presente, conforme CPC 12, efetuado pela Energética Corumbá III S.A. Esta reclassificação teve comocontrapartida valor similar também reclassificado no Passivo Não Circulante Consolidado da Celg GT – Rubrica “Uso do BemPúblico”.

3. Principais práticas contábeisa. Caixa e equivalentes de caixaA Companhia considera como caixa e equivalentes de caixa o dinheiro em caixa, depósitos bancários e investimentos de curto prazo.Para que um investimento seja qualificado como equivalente de caixa, ele precisa ter conversibilidade imediata em montante con-hecido de caixa e estar sujeito a um insignificante risco de mudança de valor.b. Contas a receberRepresentam os valores faturados aos concessionários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme contratos real-izados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs, operações realizadas na Câmara deComercialização de Energia Elétrica – CCEE e os valores a receber referentes aos serviços de construção, da receita financeira edos serviços de operação e manutenção, bem como o valor do ativo indenizável da transmissão.O ativo indenizável, registrado ao término da construção, refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amortiza-dos até o final da concessão e ao qual a Companhia terá direito de receber caixa ou outro ativo financeiro, ao término da vigência docontrato de concessão. Conforme definido nos contratos, a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversão ao poderconcedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se os levantamentos e avaliações, bem como a determinação do montanteda indenização devida à concessionária, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. A Companhiaestimou o valor de indenização de seus ativos com base nos seus respectivos valores de livros, sendo este o montante que aAdministração entende ser o mínimo garantido pela regulamentação em vigor. Considerando que a Administração monitora demaneira constante a regulamentação do setor, em caso de mudanças nesta regulamentação que, por ventura alterem a estimativasobre o valor de indenização dos ativos, os efeitos contábeis destas mudanças serão tratados de maneira prospectiva nasDemonstrações Financeiras. No entanto, a Administração reitera seu compromisso em continuar a defender os interesses dosacionistas da Companhia na realização destes ativos, visando a maximização do retorno sobre o capital investido na concessão, den-tro dos limites legais.c. Provisão para créditos de liquidação duvidosaÉ constituída em montante considerado suficiente pela Administração para cobertura de eventuais perdas na realização dos créditosa receber da Companhia. Os critérios de constituição da provisão estão descritos na nota explicativa n° 5.d. EstoquesOs estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princí-pio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformação e outros cus-tos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classificados no ativo circulante eos destinados a obras são classificados no Ativo Imobilizado, não sendo depreciados ou amortizados.e. InvestimentosAs informações financeiras da controlada em conjunto é reconhecida através do método de equivalência patrimonial. O investimen-to da Companhia inclui o ágio identificado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor recuperável.f. ImobilizadoOs bens do Ativo Imobilizado são registrados ao custo de aquisição ou construção e deduzidos da depreciação e amortização acu-mulada.A depreciação é calculada sobre os bens do ativo imobilizado em serviço, pelo método linear, tomando-se por base os saldos con-tábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro - UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815 de 30 de novembro de1994, às taxas constantes na tabela anexa à Resolução ANEEL nº 2 de 24 de dezembro de 1997 e nº 44 de 17 de março de 1999,atualizada pela Resolução nº 240 de 5 de dezembro de 2006, as quais refletem a vida útil estimada dos bens.g. IntangívelInclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados a manutenção da entidade ou exercidos com tal finalidade. Osativos intangíveis serão amortizados somente caso sua vida útil poder ser razoavelmente estimada, caso contrário serão considera-dos como de vida útil indefinida, sendo assim sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica.h. Empréstimos e financiamentosSão atualizados pelas variações monetárias incorridas até a data do final do exercício, incluindo juros e demais encargos previstoscontratualmente. A Companhia não possui operações em moeda estrangeira.i. Plano de suplementação de aposentadoria e pensãoA CELG GT é patrocinadora da ELETRA - Fundação CELG de Seguros e Previdência. Os custos associados ao plano previdenciáriosão reconhecidos à medida que as contribuições são devidas, observando o regime de competência e a Deliberação CVM nº 600,de 7 de outubro de 2009.j. Imposto de renda e contribuição socialSão calculados e provisionados com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data de elaboração das demonstrações financeiras, deimposto de renda e contribuição social.k. ResultadoO Resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência.l. EstimativasA preparação das informações financeiras requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro decertas transações que afetam os ativos e passivos, receitas e despesas da Companhia, bem como a divulgação de informações sobredados das suas demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realizaçãoem períodos subsequentes, podem diferir dessas estimativas.As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:• Provisão para créditos de liquidação duvidosa.• Provisão para contingências.•Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.m. Informações por segmentoUm segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas eincorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todosos resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequentemente pela Administração para decisões sobre osrecursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informações financeiras individualizadasestão disponíveis.

Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aque-les que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos (primaria-mente a sede da Companhia), despesas da sede e ativos e passivos de imposto de renda e contribuição social.

Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de ativo financeiro da con-cessão, intangível, imobilizado, e ativos intangíveis que não ágio.n. Demonstração do valor adicionadoEssa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado período eé apresentada pela Companhia, conforme requerido pela legislação societária brasileira, como parte suplementar as informaçõesfinanceiras.

A DVA foi preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis que servem de base de preparação dasdemonstrações financeiras e seguindo as disposições contidas no CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado.

Em sua primeira parte apresenta a riqueza criada pela Companhia, representada pelas receitas (receita bruta das vendas, incluindoos tributos incidentes sobre a mesma, as outras receitas e os efeitos da provisão para créditos de liquidação duvidosa), pelos insumosadquiridos de terceiros (custo das vendas e aquisições de materiais, energia e serviços de terceiros, incluindo os tributos incluídosno momento da aquisição, os efeitos das perdas e recuperação de valores ativos, e a depreciação e amortização) e o valor adicionadorecebido de terceiros (resultado da equivalência patrimonial, receitas financeiras e outras receitas).A segunda parte da DVA apresenta a distribuição da riqueza entre pessoal, impostos, taxas e contribuições, remuneração de capitaisde terceiros e remuneração de capitais próprios.

4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

Contas bancárias 855 1.436 1.339 1.888Fundos de caixa 48 40 48 41Aplicações Financeiras (a) 39.730 29.902 39.730 29.902Aplicações Financeiras (b) - - 2.660 1.186

40.633 31.378 43.777 33.017

(a) Refere-se às aplicações na Caixa Econômica Federal na modalidade CDB FLEX e em fundos CAIXA FIC IDEAL RF LP, com opçõesde resgate total ou parcial antecipado, e rendimento flutuante tendo como índice base o CDI; e, no Banco do Brasil na modalidade CDBDI Swap e CDB DI, com opção de resgate total ou parcial antecipado, com rendimentos vinculados a percentuais do DI.

(b) Refere-se à aplicação na modalidade CDB DI no Banco do Brasil pela controlada em conjunto Energética Corumbá III.5. CONTAS A RECEBER

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

Circulante RECLASSIFICADO RECLASSIFICADOSuprimento (a) 1.093 1.641 2.239 3.040Transmissão de Energia Elétrica 4.065 3.884 4.065 3.884Outras Rendas 13 48 13 48

5.171 5.573 6.317 6.972

(a) Refere-se ao faturamento da energia comercializada através de leilão pela CELG GT e o percentual de participação comercializa-do pela Energética Corumbá III.

Composição do contas a receber:CONTROLADORA CONSOLIDADO

Concessionárias Saldos a Vencidos Vencidos 31/12/2012 31/12/2011 Saldos Vencidos Vencidos 31/12/2012 31/12/2011vencer até há mais de a vencer até há mais

90 dias 90 dias 90 dias de 90 diasRECLASSIFICADO RECLASSIFICADO

Suprimento 1.093 - - 1.093 1.641 2.239 - - 2.239 3.040Transmissão de Energia Elétrica 4.065 - - 4.065 3.884 4.065 - - 4.065 3.884Outras rendas 13 - - 13 48 13 - - 13 48Provisão para créditosde liquidação duvidosa (185) - - (185) (103) (185) - - (185) (103)

4.986 - - 4.986 5.470 6.132 - - 6.132 6.869

A Companhia constitui a provisão para créditos de liquidação duvidosa por meio de uma análise individual do saldo dos clientes,sendo considerado o histórico de inadimplência, negociações em andamento e existência de garantias reais. A provisão constituídaé considerada suficiente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos.

O contrato de concessão de transmissão de energia está dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica 01 – ICPC 01,os saldos dos ativos financeiros estão abaixo apresentados, conjuntamente à movimentação do Ativo Financeiro de Transmissão (VerNota Explicativa 27.a – Eventos Subsequentes). A Administração da Companhia, conjuntamente à área contábil-financeira, efetuou averificação de potenciais indicativos internos e externos de perdas por impairment relacionadas a estes ativos, tendo sido concluídoque os saldos destes ativos financeiros, vinculados ao contrato renovado da concessão de transmissão, têm plenas condições derealização nos moldes pactuados da referida renovação, dado a extensão do contrato até dezembro de 2042:

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

Ativo financeiro - Bens da concessão 269.959 264.439 269.959 264.439Circulante 51.687 50.096 51.687 50.096Não circulante 218.272 214.343 218.272 214.343

269.959 264.439 269.959 264.439269.959 264.439 269.959 264.439

Controladora ConsolidadoDescrição 31/12/2011 Adições Amortização 31/12/2012 31/12/2011 Adições Amortização 31/12/2012Ativo Financeiro - Bens da Concessão 264.748 18.926 (13.406) 270.268 264.748 18.926 (13.406) 270.268Obrigações especiais (309) - - (309) (309) - - (309)Total 264.439 18.926 (13.406) 269.959 264.439 18.926 (13.406) 269.959

Abaixo também se apresenta a reclassificação, para efeito de evidenciação em 31 de dezembro de 2011, de valores referentes aosencargos de transmissão de energia elétrica e outras rendas, apresentados originalmente na composição do saldo divulgado dosAtivos Financeiros de Transmissão nessa data base:

Controladora Consolidado31/12/2011 RECLASSIFICAÇÃO 31/12/2011 31/12/2011 31/12/2011

APRESENTADO RECLASSIFICADO APRESENTADO RECLASSIFICADOContas a Receber - Circulante 1.689 3.884 5.573 3.088 6.972Ativo financeiro - Bens da concessão 268.323 264.439 268.323 264.439Circulante (a) 53.980 (3.884) 50.096 53.980 50.096Não circulante 214.343 214.343 214.343 214.343

268.323 264.439 268.323 264.439

6. CRÉDITOS FISCAIS

A CELG GT possui créditos tributários registrados no ativo circulante, os quais deverão ser compensados integralmente.Controladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011IRRF a compensar (a) 1.023 406 1.023 406COFINS a compensar (a) 336 162 336 162PIS/PASEP a compensar (a) 73 35 73 35CSLL a compensar (a) 112 54 112 54Outros (a) 39 1 39 2

1.583 658 1.583 659

(a) Referem-se às retenções efetuadas por órgãos públicos em cumprimento à Instrução Normativa nº 480 de 15 de dezembro de2004.

7. CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOSControladora Consolidado

DESCRIÇÃO 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Ativo CirculanteCauções e Depósitos Vinculados - 46 - 46Total - 46 - 46

Ativo Não CirculanteCauções e Depósitos Vinculados 309 - 309 -Total 309 - 309 -

8. BENS E DIREITOS DESTINADOS À ALIENAÇÃOControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011DireitosSubestação Mambaí 286 286 286 286

9. INVESTIMENTOControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Energética Corumbá III S/A - ECIII (a) 53.844 50.483 1.895 2.698Energética Fazenda Velha (b) 216 216 216 216Cooperativa de Crédito dos Empregados da Celg - CREDCELG (c) 9 8 9 8

54.069 50.707 2.120 2.922

(a) O saldo do valor patrimonial do investimento inclui o ágio e gastos diferidos concernentes à parte do custo financeiro da EnergéticaCorumbá III, referente ao atraso de aportes no Consórcio Empreendedor Corumbá III, regulado pela ata da 10ª Assembleia da Companhia;

(b) Valor referente a participação e aportes para futuro aumento de capital na Energética Fazenda Velha.

(c) Refere-se a integralização de capital referente à participação na Cooperativa de Crédito dos Empregados da Celg (SICOOBCREDCELG).

A CELG GT é acionista da Energética Corumbá III que participa do Consórcio Empreendedor Corumbá III, tendo por objeto a operação,manutenção e exploração comercial da Usina Hidrelétrica CORUMBÁ III na qualidade de produtor independente de energia. A usinahidrelétrica entrou em operação comercial no dia 24 de outubro de 2009, com capacidade instalada de 93,6 MW.

Sociedade Controlada em Conjunto 31/12/2012 31/12/2011Quantidade de ações 121.586.088 121.586.088

Energética Corumbá III Participação (%) 37,5 37,5Capital Social 121.586 121.586Patrimônio Líquido 138.532 127.426Resultado do período 13.486 8.428

Acionistas ParticipaçãoCELG Geração e Transmissão S.A. 37,5%Strata Construtora e Concessionária Integradas S.A. 6,5%Geração CIII S.A. 15,6%Energy Power Ltda. 2,9%CEB - Companhia Energética de Brasília 37,5%

100,0%

A Companhia controla de forma conjunta com outros acionistas a empresa Energética Corumbá III S.A. e os montantes dos princi-pais grupos de Ativo, Passivo e Resultado estão abaixo evidenciados:

31/12/2012 31/12/2011RECLASSIFICADOREAPRESENTADO

ATIVOCIRCULANTE 12.382 8.283NÃO CIRCULANTE 232.193 231.118Total do Ativo 244.575 239.401PASSIVOCIRCULANTE 22.300 20.522NÃO CIRCULANTE 83.743 91.453PATRIMÔNIO LÍQUIDO 138.532 127.426Total do Passivo 244.575 239.401

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Diário Oficial 19GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

ConsolidadoCusto Amortização Líquido Líquido

corrigido acumulada 31/12/2012 31/12/2011REAPRESENTADO

Geração - ECIII 113 - 113 106Utilização do Bem Público - ECIII (a) 5.411 - 5.411 5.636Administração Central - ECIII 1 - 1 4Administração Central - GT 182 (179) 3 23Administração Central - Em Curso 607 - 607 349

6.314 (179) 6.135 6.118

(a) Observações quanto à reapresentação do saldo consolidado em 31/12/2011:Trata-se de reapresentação, para efeito de comparabilidade, do saldo reconhecido de valores referentes à Utilização do Bem Públicodas Concessões - UBP, a valor presente, conforme CPC 12, efetuado pela Energética Corumbá III S.A. Esta reclassificação teve comocontrapartida valor similar também reclassificado no Passivo Não Circulante Consolidado da Celg GT - Rubrica "Uso do Bem Público".

Movimentação:Consolidado

Descrição 31/12/2011 Adições Amortização 31/12/2012REAPRESENTADO

Intangível em Serviço 5.769 4 (247) 5.526Total em serviço 5.769 4 (247) 5.526Intangível em Curso 349 260 - 609Total 6.118 264 (247) 6.135

12. FORNECEDORESControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Materiais e serviços 206 174 206 174Imobilizações em curso 250 441 250 441Fornecedores - ECIII - - 317 55

456 615 773 670

13. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011IRPJ a recolher 169 - 238 68IRRF a recolher 50 3 53 8ICMS diferencial de alíquota 314 37 314 37ISS retido a recolher 59 19 62 24CSLL a recolher 67 - 110 42FGTS a recolher - 94 - 94INSS a recolher - 212 11 237PIS a recolher - 84 7 91COFINS a recolher - 389 32 419Outros 1.057 16 1.062 20

1.716 854 1.889 1.040

14. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos estão, a seguir, demonstradas:Controladora

Encargos financeiros 31/12/2012 31/12/2011Financiador Vencimento anuais (%) Moeda Circulante Não circulante Circulante Não circulanteELETRA (a) 30/06/2020 INPC + 6% R$ 833 5.482 775 5.874ELETROBRÁS (b) 30/11/2013 8% R$ - 9.800 - 6.792

833 15.282 775 12.666Consolidado

Encargos financeiros 31/12/2012 31/12/2011Financiador Vencimento anuais (%) Moeda Circulante Não circulante Circulante Não circulanteELETRA (a) 30/06/2020 INPC + 6% R$ 833 5.482 775 5.874ELETROBRÁS (b) 30/11/2013 8% R$ - 9.800 - 6.792BNDES ( c) 15/09/2023 TJLP + 1,72% R$ 2.744 25.993 2.776 28.659

3.577 41.275 3.551 41.325

(a) Refere-se à parcela do saldo devedor junto à Fundação CELG de Seguros e Previdência - ELETRA, relativo aos funcionários daCELG GT. Esse saldo é atualizado com base nas variações acumuladas do INPC e juros de 6% a.a.

(b) Refere-se ao contrato ECF-2805/2010 formalizado entre a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e a CELG GT, novalor de até R$ 15.551.084,00 para cobertura dos custos de ampliação da SE PALMEIRAS. Esse saldo é atualizado a juros de 5%a.a. incide, ainda, taxas de administração de 2% a.a. e comissão de reserva de 1% a.a.

(c) Refere-se ao percentual de participação da operação de crédito realizada pela Energética Corumbá III junto ao Banco Nacional deDesenvolvimento Econômico e Social.

15. OBRIGAÇÕES ESTIMADASControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011INSS 257 256 259 259 FGTS 83 68 83 68 Provisão de Férias 1.031 852 1.047 862 Bonificação de Férias 130 106 130 106

1.501 1.282 1.519 1.295

16. TAXAS REGULAMENTARES

As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico, são as seguintes:Controladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Reserva Global de Reversão - RGR - 139 - 139 Conta de Consumo de Combustíveis - CCC (a) 401 756 401 756 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (b) 586 535 586 535 Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 50 46 84 94 Taxa de fiscalização - ANEEL 23 20 26 23 Pesquisa e Desenvolvimento (c) 1152 912 1.322 1.024

2.212 2.408 2.419 2.571

(a) Refere-se à Conta de Desenvolvimento Energético que é cobrada dos consumidores livres e repassado à Centrais ElétricasBrasileiras S.A. - Eletrobrás.(b) Refere-se à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis que é cobrada dos consumidores livres e repassado à Centrais ElétricasBrasileiras S.A. - Eletrobrás .(c) Corresponde aos valores que deverão ser aplicados em Pesquisa e Desenvolvimento pela Celg Geração e Transmissão S.A.

17. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS

A CELG GT responde por processos judiciais de natureza trabalhista, a Administração da Companhia fundamentada na opinião deseus assessores legais mantém provisão para contingências sobre as causas cuja probabilidade de perda é provável, suficientes paracobrir tais perdas.

CONTROLADORA CONSOLIDADONatureza Probabilidade de perda 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Trabalhista Provável 141 150 141 150Administrativa Provável 248 - 248 -

389 150 389 150

Os processos cuja probabilidade de perda é possível encontram-se abaixo relacionados:DEZEMBRO-2012

SETOR VARA NATUREZA NÚMERO DO PROCESSO AUTOR/RÉU VALOR DADO POSSIBILIDADEDEÀ CAUSA PERDA:PROVÁVEL

POSSÍVELREMOTA

PR-PRGE 3ª VT TRABALHISTA RTORD DJALMA FRANCISCO 87 POSSÍVELGOIÂNIA 0001605-63.2011.5.18.003 DE AQUINO FILHO

PR-PRGE VT TRABALHISTA RTORD JASPE FERREIRA 138 POSSÍVELDE ITUMBIARA 0001597-56.2011.5.18.0013 DA SILVA

PR-PRGE 4ª TRABALHISTA RTORD JOSÉ BATISTA 133 POSSÍVELVT DE GOIÂNIA 0001418-52.2011.5.18.0004 DE SOUZA NETO

358

18. FUNDOS VINCULADOS

Refere-se ao valor percentual de participação na aplicação em conta de reserva conforme determina o contrato de financiamento juntoao BNDES. A remuneração dessa aplicação é o equivalente a aproximadamente 95% da rentabilidade dos títulos públicos federais.O prazo de aplicação é até a liquidação total do financiamento junto ao BNDES (15 de setembro de 2023).

19. TRANSAÇÃO COM PARTES RELACIONADAS

A Companhia efetuou uma variedade de transações com partes relacionadas incluindo a venda de energia elétrica e certas transaçõesde financiamentos, conforme tabela:

Controladora Consolidado31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

Ativo Passivo Ativo Passivo Ativo Passivo Ativo PassivoCELG Distribuição S.A. - CELG D:Contas a receber (a) 5.558 - 3.135 - 5.558 - 3.135 -Encontro de contas (b) - 35.230 - 37.790 - 35.230 - 37.790

SE Carajás (c) - 53.925 - 45.529 - 53.925 - 45.529Outras contas a pagar - 3.475 - 3.908 - 3.475 - 3.908Outras contas a receber 1.150 - 1.178 - 1.150 - 1.178 -

6.708 92.630 4.313 87.227 6.708 92.630 4.313 87.227Energética Corumbá III (d) - - - - - 4.887 - 4.391Outros Investimentos - - - - - - -

TOTAL 6.708 92.630 4.313 87.227 6.708 97.517 4.313 91.618

Circulante 6.708 38.705 4.313 41.288 6.708 43.592 4.313 45.679Não circulante - 53.925 - 45.939 - 53.925 - 45.939

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO

31/12/2012 31/12/2011RECEITA OPERACIONAL BRUTA 33.676 30.837( - ) DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL (1.550) (1.420)RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 32.126 29.417CUSTO DOS PRODUTOS VENDIDOS (9.819) (9.741)LUCRO BRUTO 22.307 19.676DESPESAS OPERACIONAIS (1.570) (1.563)RESULTADO OPERACIONAL ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS 20.737 18.113RECEITAS FINANCEIRAS 763 685DESPESAS FINANCEIRAS (6.886) (7.877)RESULTADO FINANCEIRO (6.123) (7.192)OUTRAS RECEITAS/DESPESAS - (1.471)RESULTADO OPERACIONAL 14.614 9.450IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (1.128) (1.022)LUCRO (PREJUIZO) LÍQUIDO DO PERÍODO 13.486 8.428

10. IMOBILIZADOControladora

Custo Depreciação Líquido Líquidocorrigido acumulada 31/12/2012 31/12/2011

Em serviço:Geração:Terrenos 273 - 273 273Reservatórios, barragens e autoras 19.097 (10.571) 8.526 9.214Edificações, obras civis e benfeitorias 29.900 (17.158) 12.742 14.547Máquinas e equipamentos 23.147 (12.566) 10.581 11.576Veículos - - - -Móveis e utensílios 12 (12) - -

72.429 (40.307) 32.122 35.610Administração Central:Máquinas e equipamentos 82 (48) 34 48

Móveis e Utensílios 63 (29) 34 39145 (77) 68 87

72.574 (40.384) 32.190 35.697Em curso:Geração 2.846 - 2.846 2.459Administração central 594 - 594 34

3.440 - 3.440 2.49376.014 (40.384) 35.630 38.190

Obrigações especiais (4) (4)Imobilizado Líquido 35.626 38.186

Movimentação:Controladora

Descrição 31/12/2011 Adições Baixas Depreciação 31/12/2012Imobilizado em serviço: 35.697 - (194) (3.507) 31.996Obrigações especiais (4) - - - (4)Total em serviço 35.693 - (194) (3.507) 31.992Imobilizado em curso 2.493 1.141 - - 3.634Total 38.186 1.141 (194) (3.507) 35.626

ConsolidadoCusto Depreciação Líquido Líquido

corrigido acumulada 31/12/2012 31/12/2011Em serviço:Geração:Terrenos 11.742 - 11.742 9.993Reservatórios, barragens e autoras 64.427 (13.416) 51.011 52.013Edificações, obras civis e benfeitorias 34.476 (17.457) 17.019 18.918Máquinas e equipamentos 40.172 (14.114) 26.058 27.520Veículos 18 (12) 6 9Móveis e utensílios 27 (20) 7 8

150.862 (45.019) 105.843 108.461Administração Central:Máquinas e equipamentos 82 (48) 34 48

Móveis e Utensílios 63 (29) 34 39145 (77) 68 87

151.007 (45.096) 105.911 108.548Em curso:Geração 8.834 - 8.834 8.825Administração central 594 - 594 34

9.428 - 9.428 8.859160.435 (45.096) 115.339 117.407

Obrigações especiais (4) (4)Imobilizado Líquido 115.335 117.403

Movimentação:Consolidado

Descrição 31/12/2011 Adições Baixas Transferências Depreciação 31/12/2012Imobilizado em serviço: 108.548 - (194) 1.838 (5.029) 105.163Obrigações especiais (4) - - - - (4)Total em serviço 108.544 - (194) 1.838 (5.029) 105.159Imobilizado em curso 8.859 3.192 (37) (1.838) - 10.176Total 117.403 3.192 (231) - (5.029) 115.335

As principais taxas de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 240 de 5 de dezembro de 2006, sãoas seguintes:

Taxa Depr. (%)Geração:Equipamento geral 10,0Equipamento da tomada d'água 3,7Estrutura da tomada d'água 4,0Reservatórios, barragens e adutores 2,0Turbina hidráulica 2,5

Bens vinculados à concessão

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geraçãoe transmissão de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados emgarantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão regulador.

Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétricaSão obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, Estados,Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvençõesdestinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecidopelo órgão regulador para concessões de geração e transmissão, cuja quitação ocorrerá no final da concessão.

Análise do Valor de Recuperação

De acordo com o CPC 01 – Redução ao Valor Recuperável dos Ativos, para fins de análise de recuperação, o menor nível de unidadegeradora de caixa considerado foi cada uma das concessões detidas, analisadas individualmente.

O valor recuperável das unidades de caixa foi estimado com base no seu valor em uso, que representa o valor presente dos fluxosde caixa futuros estimados para estes ativos, e com base nas premissas relacionadas a seguir. Os valores alocados a estas pre-missas representam a avaliação da Administração sobre as tendências futuras do setor elétrico e são baseadas tanto em fontesexternas de informações como dados históricos.

Os fluxos de caixa foram projetados com base nos resultados operacionais e projeções da Companhia até o término das concessões,tendo como principais premissas:

• Cenários macroeconômicos obtidos através de consultorias conceituadas no mercado;• Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da economia brasileira, e;• Taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o customédio ponderado de capital.

O valor recuperável destes ativos superou seu valor contábil, e, portanto, não houve perdas por desvalorização a serem reconheci-das.

A Interpretação Técnica 10 – ICPC 10 incentiva fortemente que na adoção inicial do Pronunciamento CPC 27 seja estabelecido umvalor justo daqueles bens ou conjunto de bens de valores relevantes ainda em operação e que apresentem valor contábil substan-cialmente inferior ou superior ao seu valor justo. A Companhia fez uma avaliação a valor justo dos seus ativos de geração. Para osdemais ativos, a Companhia entende que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão para reduçãoao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobilizados.

11. INTANGÍVELO saldo é composto basicamente por direitos de servidão de passagem, cuja vida útil é indefinida e softwares, de vida útil definidae cuja amortização é de 20% ao ano, e teve sua recuperação analisada de acordo com o pronunciamento técnico “CPC 01 –Redução ao Valor Recuperável de Ativos”. Além destes, o saldo consolidado contempla o reconhecimento, por parte da EnergéticaCorumbá III S.A., dos respectivos valores de Utilização do Bem Público das Concessões.

ControladoraCusto Amortização Líquido Líquido

corrigido acumulada 31/12/2012 31/12/2011Administração Central - GT 182 (179) 3 23Administração Central - Em Curso 607 - 607 349

789 (179) 610 372

Movimentação:Controladora

Descrição 31/12/2011 Adições Amortização 31/12/2012Intangível em Serviço 23 - (22) 1Total em serviço 23 - (22) 1Intangível em Curso 349 260 - 609Total 372 260 (22) 610

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Diário Oficial20GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013

ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO(a) Refere-se às faturas emitidas pela utilização da rede básica e ainda valores faturados no âmbito da CCEE.(b) Valores a receber e a pagar referentes ao processo de desverticalização da Companhia Energética de Goiás, atualizados atravésdo IGPM mais juros de 1% a.m..(c) Valor referente à transferência, pela CELG-D, de ativos da SE Carajás para a CELG GT.(d) Refere-se a participação de 37,5% nas dívidas com pessoas ligadas da Energética Corumbá III.20. CAPITAL SOCIAL

O capital social subscrito e totalmente integralizado é de R$329.725 mil representado por 329.725.474 ações ordinárias, sem valornominal, de propriedade integral da Companhia CELG de Participações - CELGPAR.

No exercício social de 2012 ocorreu, por parte da Controladora CELGPAR, a integralização de capital no valor de R$ 8.600 mil, pro-movida pela 42ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionista, ocorrida em 19 de outubro de 2012, fazendo com que o Capital Socialfosse aumentado de R$ 321.125 mil para R$ 329.725 mil, sendo os recursos utilizados pela CELG GT para pagamento de parte dasobrigações do encontro de contas com a Celg Distribuição S.A. – CELG D, referente ao processo de desverticalização da CompanhiaEnergética de Goiás (Nota 19-b).

21. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDAControladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011Receita Operacional Bruta (21.1) 74.964 71.344 87.593 82.908Deduções da Receita (21.2) (15.804) (17.418) (16.385) (17.950)

59.160 53.926 71.208 64.958

21.1 A composição da receita é a seguinte:Controladora Consolidado

MWh R$ mil MWh R$ mil31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011

Suprimento CCEE (a) - - 2.641 767 - - 2.641 767Suprimento CCEAR (b) 73.655 58.805 9.572 9.344 139.883 107.805 22.201 20.908Serviços de Construção (c) - - 10.094 7.670 - - 10.094 7.670Operação e Manutenção (d) - - 40.600 41.323 - - 40.600 41.323Financeira de Concessão (e) - - 11.909 12.121 - - 11.909 12.121Aluguéis (f) - - 148 119 - - 148 119

73.655 58.805 74.964 71.344 139.883 107.805 87.593 82.908

(a) Refere-se à energia gerada e comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

(b) Refere-se à energia gerada e comercializada através de leilão da CELG GT e a participação na energia comercializada pelaEnergética Corumbá III

(c) Receita de construção conforme ICPC 01, correspondente a serviços e aquisições de equipamentos incorporados ao ativo de con-cessão no período.

(d) Remuneração destinada pelo poder concedente para fazer face aos custos de operação e manutenção dos ativos de transmis-são.

(e) Receita auferida pelo cálculo de juros da taxa interna de retorno do projeto sobre o saldo de ativo financeiro recebível de con-cessão de transmissão.

(f) Refere-se à locação de parte do imóvel denominado “SE Xavantes” à Aruanã Energia S.A.

21.2 A composição das deduções sobre a receita operacional bruta é a seguinte: Controladora Consolidado

31/12/2012 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2011PIS 1.071 1.051 1.450 1.126 COFINS 4.930 4.839 5.012 5.186 Reserva Global de Reversão - RGR 1.273 1.668 1.273 1.668 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 3.187 3.149 3.187 3.149 Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC 3.263 4.832 3.263 4.832 Pesquisa e Desenvolvimento 394 384 514 494 Outros encargos 1.686 1.495 1.686 1.495

15.804 17.418 16.385 17.950

22. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Os custos e despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:Controladora

CUSTOS DESPESAS TOTAL TOTALOPERACIONAIS OPERACIONAIS 31/12/2012 31/12/2011

Pessoal e administradores 10.416 7.655 18.071 13.734Entidade de previdência privada 199 329 528 454Materiais 171 101 272 467Serviços de terceiros 3.218 910 4.128 3.591Custo de Construção 10.094 - 10.094 7.670Depreciação 3.489 18 3.507 3.570Amortização do Ativo Financeiro - Concessões 13.406 - 13.406 14.957Amortização - Ativo Intangível - 22 22 -Tributos 33 180 213 152Recuperação de custos/despesas (7) (65) (72) (26)Compensação financeira pela utilização dos

recursos hídricos 267 - 267 257Taxa de fiscalização 254 - 254 226Provisão para créditos de liquidação duvidosa 82 - 82 (146)Provisões para contingências - 242 242 -Energia elétrica comprada para revenda - - - 171Outros 170 58 228 522

41.792 9.450 51.242 45.599

ConsolidadoCUSTOS DESPESAS

OPERACIONAIS OPERACIONAIS 31/12/2012 31/12/2011Pessoal e administradores 10.416 8.033 18.449 14.079Encargos de uso da rede elétrica 360 - 360 360Entidade de previdência privada 199 329 528 454Materiais 171 101 272 467Serviços de terceiros 4.277 997 5.274 4.659Custo de Construção 10.094 - 10.094 7.670Depreciação 4.977 52 5.029 5.071Amortização do Ativo Financeiro - Concessões 13.406 - 13.406 14.957Amortização - Ativo Intangível - 22 22 -Utilização do bem público 266 - 266 255Tributos 33 201 234 173Recuperação de custos/despesas (7) (65) (72) (26)Compensação financeira pela utilização dos

recursos hídricos 525 - 525 554

Taxa de fiscalização 283 - 283 265Provisão para créditos de liquidação duvidosa 82 - 82 (146)Provisões para contingências - 242 242 -Energia elétrica comprada para revenda 121 - 121 370Outros 271 128 399 1.228

45.474 10.040 55.514 50.390

23. SEGUROS

A Companhia, em 31 de dezembro de 2012, não possuía apólice de seguro de seus bens e instalações.

24. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Em atendimento à Deliberação CVM 566, de 17 de dezembro de 2008, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 14, e à InstruçãoCVM 475, de 17 de dezembro de 2008, a Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros.

Em 31 de dezembro de 2012, os principais instrumentos financeiros estão descritos a seguir:

• Numerário disponível - está apresentado ao seu valor de mercado, que equivale ao seu valor contábil.

•Contas a receber – decorrem diretamente das operações da Companhia, mantidos até o vencimento, e estão registrados pelos seusvalores originais, sujeitos a provisão para perdas e ajuste a valor presente, quando aplicável.

• Empréstimos e financiamentos – são classificados como passivos financeiros não mensurados ao valor justo, e estão contabiliza-dos pelos valores contratuais. Os valores de mercado destes empréstimos são equivalentes aos seus valores contábeis.

Fatores de Risco

a. Risco de crédito: O risco de crédito da Companhia surge da possibilidade de perda que se incorre quando da incapacidade depagamento de faturas da venda de energia elétrica e uso do sistema de transmissão. Este risco está intimamente relacionado comfatores internos e externos e para reduzir este tipo de risco a Companhia atua na gerência das contas a receber e implementandopolíticas específicas de cobrança. Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face aeventuais perdas na realização destes.

b. Risco de taxa de juros: Risco da Companhia incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros, que aumentem asdespesas financeiras relativas aos passivos captados. A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir esse risco,mas vem monitorando continuamente as taxas de juros de mercado, a fim de observar necessidade de contratação.

c. Risco quanto a escassez de energia: Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, dado que a matriz energéticabrasileira está baseada em fontes hidroelétricas de geração, que dependem do volume de água em seus reservatórios. Um períodoprolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nestes reservatórios, podendo impactar em perdasdevido à redução de receitas quando da eventual adoção de racionamento energético. Por outro lado o risco é calculado men-salmente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrica – ONS, que, segundo as informações do plano mensal de operação divulgado

mensalmente no site www.ons.org.br, não prevê programa de racionamento para os próximos dois anos.

25. PLANO DE APOSENTADORIA

A Companhia é patrocinadora da Fundação CELG de Seguros e Previdência - ELETRA, pessoa jurídica sem fins lucrativos, que tempor finalidade principal a complementação dos benefícios concedidos pela previdência oficial aos empregados da Companhia.

A quantificação dos montantes encontra-se de conformidade com o Pronunciamento Técnico CPC 33 – benefícios a Empregados,que foi instituído pela Deliberação CVM nº 600, de 7 de outubro de 2009, emitida pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

A seguir apresentam-se as principais informações quanto aos benefícios aos associados e seus reflexos na patrocinadora:a. Definição dos tipos de benefícios

A CELG GT, através da ELETRA, oferece aos seus empregados o Plano Misto de Benefícios, instituído a partir de setembro de 2000,na característica de Contribuição Definida - CD, durante o período de acumulação e de benefício definido, na fase de pagamento.

A CELG GT tem responsabilidade, no plano original de benefício definido, pelos custos das variações atuariais respectivas, tanto nafase de acumulação quanto na fase de pagamento de benefícios. No plano misto, a responsabilidade da CELG GT na fase de acu-mulação é variável em função das quotas de recolhimentos dos associados, todavia limitada a um máximo de 20% das remuneraçõesmensais. Na fase de pagamento, após a transferência da reserva acumulada em conta coletiva para o beneficiário da renda vitalícia,a CELG GT assume a responsabilidade apenas pela variação negativa das hipóteses de sobrevivência.

b. Descrição do plano misto de benefícios

O plano prevê a acumulação de reservas individualizadas, por recolhimento mensal de quotas pelos ativos a pela patrocinadora, combase compulsória de 2% sobre os salários, acrescidas de contribuições facultativas definidas pelos participantes em que a patroci-nadora acompanha até o limite de 20% dos salários. Há ainda, contribuições extraordinárias do participante sem contrapartida dapatrocinadora. O saldo de quotas acumulado na data de concessão do benefício é transformado em renda vitalícia. Os aportespatronais são mantidos em conta coletiva até a data da concessão, quando se transformam em nominativos aos beneficiários.

Os benefícios do plano são os seguintes:

• Suplementação de aposentadoria.• Suplementação de aposentadoria por invalidez.• Suplementação de pensão.• Suplementação do abono anual.

c. Premissas atuariais

As premissas utilizadas para avaliação atuarial, sob os critérios estabelecidos na Deliberação CVM nº 600/2009, conforme determi-nação do item 49c do Pronunciamento anexo à mesma (foi aplicado o método PUC para obtenção do valor presente da obrigaçãoatuarial), executadas por atuário especializado, foram as seguintes:

c.1. Premissas Financeiras

PREMISSAS FINANCEIRAS 31/12/2012 31/12/2011Taxa de Juros de desconto real atuarial anual 5,50% a.a. 5,75% a.a.Projeção de aumentos salariais médios anual 2,65% a.a. 4,67% a.a.Projeção de aumentos dos benefícios médio anual (INPC) 5,84% a.a. 6,08% a.a.Taxa de inflação média anual 4,50% a.a. 4,50% a.a.Expectativa de retorno dos ativos do plano 10,25% a.a. 12,18% a.a.

c.2. Premissas Demográficas

PREMISSAS DEMOGRÁFICAS 31/12/2012 31/12/2011Taxa de Rotatividade 3,53% 3,16%Tábua de mortalidade/sobrevivência de ativos AT-200 MALE AT-200 MALETábua de mortalidade/sobrevivência de aposentados AT-200 MALE AT-200 MALETábua de mortalidade/sobrevivência de inválidos MI -85 AT-49 MALETábua de entrada em invalidez TASA 1927 TASA 1927Tábua de morbidez N/A N/AIdade de Aposentadoria Conforme regulamento do plano Conforme regulamento do planoParticipantes/Aposentados Fámilia Média - Informações Fámilia Média - Informações

da Entidade da Entidade

c.3. Outras Premissas:

Hipótese sobre Gerações Futuras de Novas Entradas: Não AplicadaHipótese sobre a Composição da Família de Pensionistas: Família Média Calculada com base em Informações da entidade.Os salários, benefícios e demais variáveis financeiras (tetos, pisos e UME) foram reajustados pelo INPC entre a data do cadastro e31 de dezembro de 2012.

d. Custo do Patrocinador

No exercício de 2012, o montante de contribuições da CELG GT para a ELETRA foi de R$ 475 mil.

e. Política adotada para reconhecimento de Perdas e Ganhos atuarias:

e.1. De acordo com Leis Complementares nº 108, de 29 de maio de 2001, os resultados deficitários dos planos devem ser equa-cionados paritariamente entre a Patrocinadora, os Participantes e os Assistidos, enquanto que os superávits são destinados à con-stituição de reserva de contingência.

e.2. De acordo com o parecer atuarial emitido pela GAMA CONSULTORES ASSOCIADOS, os resultados apresentados no relatórioatuarial estão em consonância com as regras estabelecidas pela Deliberação CVM nº 600/2009, e correspondem à opção da CelgGT pelo critério de amortização de ganhos e perdas diferidos. A divulgação dos resultados atuariais, com base no CPC 33, apontouum Déficit Atuarial no Plano BD no montante de R$ 41 mil. O referido Déficit encontra-se suportado pelo Contrato de Confissão deDívidas mencionado na Nota Explicativa 14-a.

26. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADECONTROLADORA

31/12/2012 31/12/2011Geração Transmissão Total Geração Transmissão Total

RECEITA OPERACIONAL BRUTASuprimento de energia elétrica 9.572 - 9.572 9.344 - 9.344Energia elétrica de curto prazo - CCEE 2.641 - 2.641 767 - 767Serviços de Operação e Manutenção - 40.600 40.600 - 41.323 41.323Financeira da Concessão - 11.909 11.909 - 12.121 12.121Serviços de construção - 10.094 10.094 - 7.670 7.670Outras receitas - 148 148 - 119 119

12.213 62.751 74.964 10.111 61.233 71.344( - ) DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONALPIS (202) (869) (1.071) (167) (884) (1.051)COFINS (928) (4.002) (4.930) (768) (4.071) (4.839)Quota para RGR (267) (1.006) (1.273) (350) (1.318) (1.668)CDE - (3.187) (3.187) - (3.149) (3.149)CCC - (3.263) (3.263) - (4.832) (4.832)Pesquisa e Desenvolvimento - (394) (394) - (384) (384)Outros encargos - (1.686) (1.686) - (1.495) (1.495)

(1.397) (14.407) (15.804) (1.285) (16.133) (17.418)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 10.816 48.344 59.160 8.826 45.100 53.926

CUSTO OPERACIONALPessoal e Administradores (1.973) (8.443) (10.416) (948) (6.443) (7.391)Entidade de Previdência Privada (45) (154) (199) (46) (156) (202)Materiais (47) (124) (171) (30) (388) (418)Serviços de terceiros (1.368) (1.850) (3.218) (1.132) (1.764) (2.896)Custo de construção - (10.094) (10.094) - (7.670) (7.670)Depreciação (3.489) - (3.489) (3.519) - (3.519)Amortização do Ativo Financeiro - Concessões - (13.406) (13.406) - (14.957) (14.957)Tributos (22) (11) (33) (12) (37) (49)Recuperação de Custos 7 - 7 - - -Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (267) - (267) (257) - (257)Taxa de fiscalização (50) (204) (254) (42) (184) (226)Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - (82) (82) - 146 146Energia elétrica comprada para revenda - - - (171) - (171)Outros (58) (112) (170) (34) (159) (193)

(7.312) (34.480) (41.792) (6.191) (31.612) (37.803)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 3.504 13.864 17.368 2.635 13.488 16.123

DESPESAS OPERACIONAISPessoal e Administradores (1.544) (6.111) (7.655) (1.279) (5.064) (6.343)Entidade de Previdência Privada (66) (263) (329) (51) (201) (252)Materiais (20) (81) (101) (9) (40) (49)Serviços de terceiros (184) (726) (910) (130) (565) (695)Depreciação (18) - (18) (10) (41) (51)Amortização - Ativo Intangível (22) - (22) - - -Tributos (36) (144) (180) (16) (87) (103)Provisões para Contingências (49) (193) (242) - - -Recuperação de despesas 13 52 65 5 21 26Outras despesas (12) (46) (58) (52) (277) (329)

(1.938) (7.512) (9.450) (1.542) (6.254) (7.796)

RESULTADO DO SERVIÇO 1.566 6.352 7.918 1.093 7.234 8.327

RECEITAS FINANCEIRASRendas 625 2.473 3.098 492 1.966 2.458Variações Monetárias 32 128 160 137 469 606Outras 3 12 15 88 425 513Ganho com Equivalência Patrimonial 5.057 - 5.057 3.161 - 3.161

5.717 2.613 8.330 3.878 2.860 6.738

Page 7: Diário Oficial ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621 SOCIEDADES DE …celggt.com/Uploads/Editor/file/LeiTransparencia/Contabil/DO_2012.pdf · Estado de Goiás, contando atualmente

Diário Oficial 21GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 03 DE JULHO DE 2013ANO 176 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.621

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DODESPESAS FINANCEIRASEncargos de dívidas (1.942) (7.684) (9.626) (1.911) (7.563) (9.474)Variações Monetárias (1.087) (4.301) (5.388) (842) (3.667) (4.509)Outras (107) (424) (531) (227) (605) (832)Perda com Equivalência Patrimonial - - - - - -

(3.136) (12.409) (15.545) (2.980) (11.835) (14.815)

RESULTADO FINANCEIRO 2.581 (9.796) (7.215) 898 (8.975) (8.077)

RESULTADO OPERACIONAL 4.147 (3.444) 703 1.991 (1.741) 250

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALContribuição Social - (32) (32) - - -Imposto de Renda - (79) (79) - - -

- (111) (111) - - -

LUCRO (PREJUÍZO) DO PERÍODO 4.147 (3.555) 592 1.991 (1.741) 250

CONSOLIDADO31/12/2012 31/12/2011

Geração Transmissão Total Geração Transmissão TotalRECEITA OPERACIONAL BRUTASuprimento de energia elétrica 22.201 - 22.201 20.908 - 20.908Energia elétrica de curto prazo - CCEE 2.641 - 2.641 767 - 767Serviços de Operação e Manutenção - 40.600 40.600 - 41.323 41.323Financeira da Concessão - 11.909 11.909 - 12.121 12.121Serviços de construção - 10.094 10.094 - 7.670 7.670Outras receitas - 148 148 - 119 119

24.842 62.751 87.593 21.675 61.233 82.908( - ) DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONALPIS (581) (869) (1.450) (242) (884) (1.126)COFINS (1.010) (4.002) (5.012) (1.115) (4.071) (5.186)Quota para RGR (267) (1.006) (1.273) (350) (1.318) (1.668)CDE - (3.187) (3.187) - (3.149) (3.149)CCC - (3.263) (3.263) - (4.832) (4.832)Pesquisa e Desenvolvimento (120) (394) (514) (110) (384) (494)Outros encargos - (1.686) (1.686) - (1.495) (1.495)

(1.978) (14.407) (16.385) (1.817) (16.133) (17.950)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 22.864 48.344 71.208 19.858 45.100 64.958

CUSTO OPERACIONALPessoal e Administradores (1.973) (8.443) (10.416) (948) (6.443) (7.391)Entidade de Previdência Privada (45) (154) (199) (46) (156) (202)Materiais (47) (124) (171) (30) (388) (418)Serviços de terceiros (2.427) (1.850) (4.277) (2.054) (1.764) (3.818)Custo de construção - (10.094) (10.094) - (7.670) (7.670)Depreciação (4.977) - (4.977) (5.004) - (5.004)Amortização do Ativo Financeiro - Concessões - (13.406) (13.406) - (14.957) (14.957)Utilização do Bem Público (266) - (266) (255) - (255)Tributos (22) (11) (33) (12) (37) (49)Recuperação de Custos 7 - 7 - - -Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (525) - (525) (554) - (554)Taxa de fiscalização (79) (204) (283) (81) (184) (265)Encargos de uso da rede elétrica (360) - (360) (360) - (360)Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - (82) (82) - 146 146Energia elétrica comprada para revenda (121) - (121) (370) - (370)Outros (159) (112) (271) (130) (159) (289)

(10.994) (34.480) (45.474) (9.844) (31.612) (41.456)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 11.870 13.864 25.734 10.014 13.488 23.502

DESPESAS OPERACIONAISPessoal e Administradores (1.922) (6.111) (8.033) (1.624) (5.064) (6.688)Entidade de Previdência Privada (66) (263) (329) (51) (201) (252)Materiais (20) (81) (101) (9) (40) (49)Serviços de terceiros (271) (726) (997) (276) (565) (841)Depreciação (52) - (52) (26) (41) (67)Amortização - Ativo Intangível (22) - (22) - - -Tributos (57) (144) (201) (37) (87) (124)Provisões para Contingências (49) (193) (242) - - -Recuperação de despesas 13 52 65 5 21 26Outras despesas (82) (46) (128) (662) (277) (939)

(2.528) (7.512) (10.040) (2.680) (6.254) (8.934)

RESULTADO DO SERVIÇO 9.342 6.352 15.694 7.334 7.234 14.568

RECEITAS FINANCEIRASRendas 911 2.473 3.384 749 1.966 2.715Variações Monetárias 32 128 160 137 469 606Outras 3 12 15 88 425 513Ganho com Equivalência Patrimonial - - - - - -

946 2.613 3.559 974 2.860 3.834DESPESAS FINANCEIRASEncargos de dívidas (4.146) (7.684) (11.830) (4.386) (7.563) (11.949)Variações Monetárias (1.087) (4.301) (5.388) (842) (3.667) (4.509)Outras (485) (424) (909) (706) (605) (1.311)Perda com Equivalência Patrimonial - - - - - -

(5.718) (12.409) (18.127) (5.934) (11.835) (17.769)

RESULTADO FINANCEIRO (4.772) (9.796) (14.568) (4.960) (8.975) (13.935)

RESULTADO OPERACIONAL 4.570 (3.444) 1.126 2.374 (1.741) 633

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALContribuição Social (161) (32) (193) (144) - (144)Imposto de Renda (262) (79) (341) (239) - (239)

(423) (111) (534) (383) - (383)

LUCRO (PREJUÍZO) DO PERÍODO 4.147 (3.555) 592 1.991 (1.741) 250

27. EVENTOS SUBSEQUENTES

27.a Prorrogação das Concessões de Geração e Transmissão de Energia ElétricaEm 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória n.º 579, regulamentada pelo Decreto nº. 7.805, de 14 desetembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuiçãode energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Medida Provisória nº 579/2012 foi convertida na Lei nº. 12.783, de 11 dejaneiro de 2013, e regulamentada pelo Decreto nº. 7.891, de 23 de janeiro de 2013.Sob este enfoque a Celg GT, até 15 de outubro de 2012, enviou correspondência à Agência Nacional de Energia Elétrica –ANEEL, manifestando o interesse na prorrogação de seus contratos de concessão descritos na Nota Explicativa nº. 01.A decisão quanto a estas prorrogações foi objeto de deliberação, por parte da acionista única Companhia Celg de Participações –Celgpar, por meio da 74ª Reunião do Conselho de Administração, com início em 12 de novembro de 2012 e término em 21 de novem-bro de 2012, e 29ª Assembleia Geral Extraordinária, de 23 de novembro de 2012.As premissas das prorrogações apontam que as tarifas de geração foram definidas em R$ 129,12653 (cento e vinte e nove reais, edoze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milésimos) por kW ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos, e R$204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos de milésimos) por kW ano para a UsinaHidrelétrica de Rochedo, pela Portaria nº. 578, de 31 de outubro de 2012, do Ministério de Estado de Minas e Energia (“MME”) e doMinistério de Estado da Fazenda.A Receita Anual Permitida – RAP para a concessão de transmissão foi ratificada em R$ 16.468.803,68 (dezesseis milhões, quatro-centos e sessenta e oito mil, oitocentos e três reais e sessenta e oito centavos), pela Portaria nº. 579, de 31 de outubro de 2012, doMME.Por intermédio da Portaria Interministerial nº. 580, de 1º de novembro de 2012, ficou estabelecido o valor da indenização das con-cessões de geração e transmissão, sendo este fixado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil, quinhen-tos e quatorze reais e setenta e três centavos), não tendo sido definida a indenização para a concessão da Usina Hidrelétrica de SãoDomingos, e inexistindo a indenização para Usina Hidrelétrica de Rochedo.

O MME apresentou deferimento aos requerimentos das prorrogações dos prazos das concessões de geração e transmissão, atribuin-do o seguinte:

CONCESSÃO VENCIMENTO COM A PRORROGAÇÃOUsina Hidrelétrica de São Domingos 24 de maio de 2041Usina Hidrelétrica de Rochedo 31 de dezembro de 2042Concessão de Transmissão 31 de dezembro de 2042

A Administração da Celg GT, de forma conjunta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da con-cessão de Geração, permanecendo a vigência dos contratos atuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica de SãoDomingos, cuja renovação encontra-se, atualmente, em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bemcomo na esfera judicial.Com relação à concessão de Transmissão, optou-se pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo aoContrato de Concessão nº. 063/2001-ANEEL, com vigência até 5 de dezembro de 2042. O valor da indenização desta concessão,estipulado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil, quinhentos e quatorze reais e setenta e três cen-tavos), vem sido recebido parceladamente pela Celg GT, com vencimento em 7 de julho de 2015, atualizadas pelo IPCA e acresci-das pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano.

Não obstante as decisões acerca do tratamento destas renovações terem estipulado os desdobramentos acima, observa-se que aanálise da Administração da Celg GT, conjuntamente ao Conselho de Administração e Assembleia Geral de Acionistas daControladora Celgpar, apontam que tanto a Receita Anual Permitida, quanto os valores de indenizações relativas às concessões degeração e transmissão não atenderam às expectativas da Celg GT.

Desta forma, o Conselho de Administração da Controladora Celgpar e, respectivamente, a Assembleia Geral de Acionistas,deliberaram pela aprovação da execução de todas as providências administrativas e judiciais, objetivando evitar prejuízo à Celg

GT e, sucessivamente, buscar a preservação das concessões de geração e transmissão e, concomitantemente em relação às ind-enizações, pela implementação de medidas administrativas e judiciais, visando auferir indenizações, pertinentes à geração e trans-missão, de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na Medida Provisória nº. 579, de 11 de setembro de2012, medidas estas que se encontram em pleno andamento no decorrer do ano de 2013.

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso V da Instrução CVM nº480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com o Parecer, semressalvas, da UHY Moreira - Auditores, emitido em 03.06.2013, referente às Demonstrações Financeiras encerradas em 31.12.2012.

Goiânia, 07 de junho de 2013.

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Morais Asley Stecca SteindorffDiretor-Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial

CPF nº. 303.118.701-63 CPF nº. 082.965.101-20 CPF nº. 823.112.501-91

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM O PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

ÀDD. DIRETORIA DACELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GTGOIÂNIA – GO

Examinamos as demonstrações financeiras individuais e consolidadas da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, identificadas comocontroladora e consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstraçõesdo resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principaispráticas contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras

A administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demon-strações financeiras individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações financeiras consolidadas de acordocom as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e de acordo com as práti-cas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessasdemonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordocom as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a audi-toria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidências a respeito dos valores e divulgações apresentadosnas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorçãorelevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os con-troles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.– CELG GT para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobrea eficácia desses controles internos da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da ade-quação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresen-tação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

Opinião sobre as demonstrações financeiras individuais

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras individuais acima referidas, quando lidas em conjunto com as notas explicativas que as acompan-ham, apresentam adequadamente, em seus aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. –CELG GT em 31 de dezembro de 2012, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acor-do com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações financeiras consolidadas

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas, quando lidas em conjunto com as notas explicativas que as acom-panham, apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da CELG GERAÇÃO ETRANSMISSÃO S.A. – CELG GT em 31 de dezembro de 2012, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consoli-dados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo InternationalAccounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa nº 2.1, as demonstrações financeiras individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis ado-tadas no Brasil. No caso da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, essas práticas diferem da IFRS, aplicável às demonstraçõesfinanceiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo métodode equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não contém modificação em função desseassunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2.4, o balanço patrimonial consolidado de 31 de dezembro de 2011, está sendo apresentado comreclassificação de valores referentes aos encargos de transmissão de energia elétrica e outras rendas, apresentados originalmente na composiçãodo saldo divulgado dos Ativos Financeiros de Transmissão (nota explicativa nº 5), e com reapresentação, para efeito de comparabilidade, do saldoreconhecido de valores referentes à Utilização do Bem Público das Concessões – UBP, a valor presente, conforme CPC 12, efetuado pela EnergéticaCorumbá III S.A. Esta reclassificação teve como contrapartida valor similar, também reclassificado no Passivo Não Circulante Consolidado – Rubrica“Uso do Bem Público”. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.Conforme mencionado na nota explicativa nº 19, a Companhia possui transações com partes relacionadas, decorrentes, substancialmente, deoperações de compra e venda de energia e transações de financiamentos com empresas do mesmo conglomerado econômico-financeiro.Consequentemente, os resultados de suas operações poderiam ser diferentes daqueles que seriam obtidos em transações efetuadas em condiçõesnormais de mercado. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.Conforme descrito na nota explicativa nº 20, no exercício social de 2012 ocorreu, por parte da Controladora CELGPAR, a integralização de capital novalor de R$ 8.600 mil, promovida pela 42ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionista, ocorrida em 19 de outubro de 2012, fazendo com que oCapital Social fosse aumentado de R$ 321.125 mil para R$ 329.725 mil, sendo os recursos utilizados pela CELG GT para pagamento de parte dasobrigações do encontro de contas com a Celg Distribuição S.A. – CELG D, referente ao processo de desverticalização da Companhia Energética deGoiás (Nota 19-b). Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 23, a Companhia, em 31 de dezembro de 2012, não possuía apólice de seguro de seus bens e insta-lações. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 27.a, em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória nº 579, que foi con-vertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissãoe distribuição de energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Celg GT, até 15 de outubro de 2012, enviou correspondência à AgênciaNacional de Energia Elétrica – ANEEL, manifestando o interesse na prorrogação de seus contratos de concessão descritos na Nota Explicativa nº.01. A decisão quanto a estas prorrogações foi objeto de deliberação, por parte da acionista única Companhia Celg de Participações – CELGPAR, pormeio da 74ª Reunião do Conselho de Administração, com início em 12 de novembro de 2012 e término em 21 de novembro de 2012, e 29ª AssembleiaGeral Extraordinária, de 23 de novembro de 2012. As premissas das prorrogações apontam que as tarifas de geração foram definidas em R$ 129,12653(cento e vinte e nove reais, e doze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milésimos) por kW ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos,e R$ 204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos de milésimos) por kW ano para a Usina Hidrelétricade Rochedo, pela Portaria nº. 578, de 31 de outubro de 2012, do Ministério de Estado de Minas e Energia (“MME”) e do Ministério de Estado daFazenda. A Receita Anual Permitida – RAP para a concessão de transmissão foi ratificada em R$ 16.468.803,68, pela Portaria nº. 579, de 31 deoutubro de 2012, do MME. Por intermédio da Portaria Interministerial nº. 580, de 1º de novembro de 2012, ficou estabelecido o valor da indeniza-ção das concessões de geração e transmissão, sendo este fixado em R$ 98.740.514,73, não tendo sido definida a indenização para a concessãoda Usina Hidrelétrica de São Domingos, e inexistindo a indenização para Usina Hidrelétrica de Rochedo. O MME apresentou deferimento aosrequerimentos das prorrogações dos prazos das concessões de geração e transmissão, atribuindo o seguinte: a) Usina Hidrelétrica de SãoDomingos – vencimento com a prorrogação: 24 de maio de 2041; b) Usina Hidrelétrica de Rochedo – vencimento com a prorrogação: 31 de dezem-bro de 2042; e c) Concessão de Transmissão - vencimento com a prorrogação: 31 de dezembro de 2042. A Administração da Celg GT, de forma con-junta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da concessão de Geração, permanecendo a vigência dos contratosatuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica de São Domingos, cuja renovação encontra-se, atualmente, em discussão administrativajunto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial. Com relação à concessão de Transmissão, optou pela renovação damesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 063/2001 – ANEEL, com vigência até 05 de dezembro de 2042.O Conselho de Administração da Controladora CELGPAR e, respectivamente, a Assembleia Geral de Acionistas, deliberaram pela aprovação da exe-cução de todas as providências administrativas e jurídicas, objetivando evitar prejuízo à Celg GT e, sucessivamente, buscar a preservação das con-cessões de geração e transmissão e, concomitantemente em relação às indenizações, pela implementação de medidas administrativas e judiciais,visando auferir indenizações, pertinentes à geração e transmissão, de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na MedidaProvisória nº. 579, convertida na Lei nº 12.783. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.A Companhia, no exercício de 2012, apresentou lucro de 592 mil, e mantém um prejuízo acumulado de R$ 27.820 mil. A administração da Companhia,visando o reequilíbrio econômico e financeiro, vem tomando diversas medidas e a reversão da situação atual estará sujeita ao sucesso dessas imple-mentações adotadas, além de outras, que deverão ser efetuadas ao longo dos próximos exercícios. Nossa opinião não contém modificação emfunção desse assunto.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, as demonstrações individual e consolidada do valor adicionado (DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de2012, elaboradas sob a responsabilidade da administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, cuja apresentação é requeri-da pela legislação societária brasileira para companhias abertas e pela Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão regulador da Companhia, e comoinformação suplementar pelas IFRSs que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedi-mentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, emrelação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Goiânia, 03 de junho de 2013.

UHY MOREIRA – AUDITORESCRC RS 3717 S GO

HERALDO S. S. DE BARCELLOSContador CRC RS 11609 S GO

CNAI Nº 43Responsável Técnico

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso VI da Instrução CVM nº480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com as DemonstraçõesFinanceiras encerradas em 31.12.2012.

Goiânia, 07 de junho de 2013.

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Morais Asley Stecca SteindorffDiretor-Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial

CPF nº. 303.118.701-63 CPF nº. 082.965.101-20 CPF nº. 823.112.501-91

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS