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Sumário Abertura ...................................................................................................................................... 6 Mensagem da Administração................................................................................................... 7 Perfil .......................................................................................................................................... 8 Gestão de riscos ....................................................................................................................... 9 Conduta ética ........................................................................................................................... 10 Cenário e mercado .................................................................................................................. 11 Desempenho operacional ....................................................................................................... 15 Desempenho econômico-financeiro ..................................................................................... 16 Pesquisa e desenvolvimento (P&D) ...................................................................................... 21 Capital humano........................................................................................................................ 22 Desempenho socioambiental ................................................................................................. 24 BALANÇOS PATRIMONIAIS ................................................................................................... 26 DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ................................................................................... 28 DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE ........................................................ 29 DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .................................... 29 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ...................................................................... 30 1. INFORMAÇÕES GERAIS .............................................................................................. 31 2. RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABEIS E APRESENTAÇÃO DAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ............................................................................. 32 3. ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS ....................................... 41 4. GESTÃO DE RISCO DO NEGÓCIO .............................................................................. 42 5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA .......................................................................... 45 6. CLIENTES....................................................................................................................... 46 7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER ..................................................................... 48 8. REPACTUAÇÃO DE RISCO HIDROLÓGICO ............................................................... 49 9. APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS .............................................................. 49 10. IMOBILIZADO ................................................................................................................ 50 11. INTANGÍVEL .................................................................................................................. 51 12. FORNECEDORES .......................................................................................................... 52 13. ENCARGOS SETORIAIS ............................................................................................... 53 14. INDENIZAÇÃO SOCIOAMBIENTAL ............................................................................. 54 15. FINANCIAMENTOS ........................................................................................................ 54 16. USO DO BEM PÚBLICO (UBP) ..................................................................................... 57 17. PROVISÕES PARA RISCOS ......................................................................................... 57 18. DIVIDENDOS .................................................................................................................. 60 19. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO ............................................................................ 60 20. PARTES RELACIONADAS............................................................................................ 60 21. PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................................................................................................. 61 22. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ............................................................................. 63 23. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA, COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE... 63 24. RESULTADO FINANCEIRO .......................................................................................... 65 25. DEMONSTRAÇÕES DA APURAÇÃO DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO
SOCIAL ........................................................................................................................... 65 26. LUCRO POR AÇÃO ....................................................................................................... 66 27. INSTRUMENTOS FINANCEIROS ................................................................................. 66 28. SEGUROS ...................................................................................................................... 67 29. COMPROMISSOS .......................................................................................................... 67 MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO .......................................................................................... 68 SIGLAS ..................................................................................................................................... 69
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Abertura
Senhores acionistas e debenturistas,
A Administração da Rio Canoas Energia S.A. ("Companhia" ou "Rio Canoas"), subsidiária
da CTG Brasil, submete à apreciação dos senhores o relatório das principais atividades
no exercício de 2019, em conjunto com as Demonstrações Contábeis elaboradas de
acordo com a legislação societária brasileira. Consideramos essas informações
importantes para divulgar o desempenho da Companhia para a sociedade, investidores,
clientes e parceiros de negócios.
O presente Relatório da Administração cumpre a exigência da Lei nº 6.404/76 e segue
recomendações do Parecer de Orientação CVM nº 15/1987, da Comissão de Valores
Mobiliários (CVM), e do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), da Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel). As Demonstrações Contábeis foram submetidas à
verificação independente, prestada pela PwC, atendendo à Instrução CVM n° 381/03.
Além deste documento, a CTG Brasil, acionista controladora da Companhia, divulga o
Relatório de Sustentabilidade, elaborado de acordo com os GRI Standards, padrão
proposto pela Global Reporting Initiative (GRI) e o mais utilizado para o relato de aspectos
ambientais, sociais e de governança, e que contempla ainda indicadores socioambientais
estabelecidos pela Aneel e apresentados especificamente para a Rio Canoas. Essa
publicação mais abrangente será lançada em abril e disponibilizada publicamente em
nosso site institucional.
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Mensagem da Administração
O ano de 2019 se mostrou bastante desafiador para a Rio Canoas. O cenário
macroeconômico brasileiro de baixo crescimento impactou as estimativas de demanda
de energia. Do mesmo modo, o contexto climático marcado pela escassez de chuva
reforçou a importância de nossa estratégia comercial e de sazonalização de energia.
Além das questões operacionais, o ano de 2019 foi atípico com relação à alguns eventos
não operacionais e não recorrentes que impactaram significativamente os demonstrativos
financeiros da Companhia e produziram um impacto negativo de R$ 29,6 milhões,
contribuindo para o prejuízo líquido de R$ 13,1 milhões registrado no ano.
Mesmo com esse cenário, merecem destaque no ano os esforços corporativos voltados
à eficiência operacional e à disponibilidade das unidades geradoras, como o Production
Management System e o Safety Inspection Plan. O mesmo compromisso com a
excelência fica evidente também na gestão ambiental, que foi aprimorada em 2019 com
a implementação de um sistema de monitoramento dos reservatórios com o uso de
imagens de satélite e drones. Além disso, a Rio Canoas manteve ao longo do ano a
postura de diálogo e parceria com as prefeituras e comunidades locais, por meio de
investimentos em projetos de resgate histórico e cultural, educação ambiental e esporte.
Essas iniciativas contribuem como pano de fundo para a transformação cultural da CTG
Brasil, em que a Rio Canoas está inserida. Nelas, profissionais brasileiros e chineses
estão trabalhando lado a lado para que a Companhia atinja seus objetivos e metas. Esse
compromisso foi traduzido em 2019 na revelação do propósito da empresa: “Desenvolver
o mundo com energia limpa em larga escala”.
Esse propósito fala não apenas da nossa geração a partir de fontes renováveis, mas
também do nosso compromisso em construir um legado em prol do desenvolvimento
sustentável. A contribuição da Rio Canoas e da CTG Brasil vai além da energia limpa,
pois está fundamentada nas boas práticas de gestão que visam a criação de valor e a
potencialização dos impactos positivos de nosso modelo de negócios nas relações com
colaboradores, fornecedores, clientes, agentes do setor elétrico e toda a sociedade civil.
Com a perspectiva de retomada do crescimento econômico no país, o consumo de
energia tende a aumentar. A Rio Canoas, como subsidiária da CTG Brasil, continuará a
investir e crescer para apoiar o desenvolvimento nacional, garantindo a funcionalidade da
infraestrutura para o suprimento energético com eficiência e sustentabilidade.
Zhao Jianqiang
Presidente da CTG Brasil
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Perfil
A Rio Canoas opera a usina hidrelétrica (UHE) Garibaldi, localizada no Rio Canoas entre
os municípios de Abdon Batista e Cerro Negro, no Estado de Santa Catarina. A UHE
Garibaldi entrou em operação em 2013 e possui capacidade instalada de 191,9 MW. O
contrato de concessão tem vencimento em julho de 2046, conforme o Despacho Aneel nº
340/2016, que estendeu o prazo de outorga originalmente previsto para 2045 (conforme
o Contrato de Concessão nº 03/2010).
A Rio Canoas é uma subsidiária integral e direta da China Three Gorges Brasil Energia
Ltda. (“CTG Brasil”), segunda maior geradora privada de energia do país. Em 2019, a
Companhia, como parte integrante da CTG Brasil, participou do projeto que promoveu
um amplo e profundo esforço de reflexão da sua cultura corporativa, que resultou na
revelação de seu propósito e na revisão dos valores corporativos, aplicáveis à Rio
Canoas.
Constituída conforme a Lei de Sociedades Anônimas, a Rio Canoas observa as
recomendações do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC). Seu Conselho
de Administração é formado por até quatro membros, eleitos em Assembleia Geral. Nos
termos legais aplicáveis, cabe ao Conselho de Administração indicar os integrantes da
Diretoria Executiva, cujo mandato é de dois anos, sendo permitida a reeleição.
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Gestão de riscos
O monitoramento dos riscos que podem interferir na capacidade da Rio Canoas de
desenvolver e gerar valor com seus negócios é realizado de forma transversal, com o
apoio de uma área de Gestão de Riscos Corporativos (Enterprise Risk Management) que
se baseia em metodologias reconhecidas internacionalmente para essa gestão (ISO
31.000 e COSO). A partir dessa metodologia, as áreas são acessadas de forma a
identificar os responsáveis pelos riscos (risk owners), auxiliá-los a identificar o grau de
risco e as probabilidades de materialização, bem como ações que mitiguem sua
ocorrência. Ao final, tem-se estruturada uma matriz com os principais riscos da Rio
Canoas, que é revisada periodicamente ou diante de necessidades específicas.
O risco hidrológico é uma condição intrínseca do setor de geração de energia brasileiro,
baseado em usinas hidrelétricas com reservatórios de grande porte e participantes do
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e, portanto, vulnerável ao regime sazonal
de chuvas nas regiões de atuação. A minimização desse risco ocorre por meio da atuação
da área de Planejamento Energético, uma estrutura interna que avalia cenários futuros
para a disponibilidade hídrica e sugere às áreas comerciais estratégias de proteção.
No âmbito operacional, a Rio Canoas possui o Plano de Segurança de Barragens (PSB)
para a usina hidrelétrica Garibaldi. A partir da observação das legislações e das políticas
corporativas, o PSB estabelece diversos procedimentos e rotinas que devem ser
adotados para mitigar os riscos e garantir a eficiência operacional. A UHE Garibaldi
também possui seu Plano de Ação de Emergência (PAE), documento que estabelece um
plano de caráter preventivo voltado para a proteção das comunidades a jusante das
barragens. A disseminação do PAE é realizada em parceria com as defesas civis, visando
preparar a estrutura de atendimento e atuação para situações emergenciais. Além disso,
a Companhia conta com o Sistema de Operação em Situação de Emergência (SOSEm),
um plano de ação que estabelece as medidas para a segurança das barragens e proteção
das comunidades. O SOSEm inclui reuniões de divulgação, que foram realizadas ao
longo de todo o período.
A Rio Canoas também monitora e gerencia os principais riscos financeiros que podem
afetar o curso normal de suas atividades. Parte de seus riscos são amparados por uma
carteira de seguros que leva em consideração a natureza e o grau de severidade, visando
eliminar ou mitigar eventuais perdas. As principais coberturas de seguros abrangem
riscos operacionais, responsabilidade civil geral, ambiental e de executivos.
A gestão financeira é regida por políticas próprias que visam a preservação dos ativos
financeiros frente às volatilidades dos mercados. Dessa forma, são monitorados os
principais índices macroeconômicos e setoriais que impactam a gestão do caixa e da
dívida, o que minimiza eventuais riscos de perda decorrentes de operações financeiras e
bancárias.
A Companhia monitora ativamente os ratings de crédito de clientes através de
metodologia própria, embasada em informações de mercado e modelos estatísticos,
visando mitigar eventuais perdas decorrentes de inadimplência.
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Conduta ética
A Rio Canoas tem o compromisso de agir com ética e integridade em todas as suas
atividades. Para orientar essa atuação, os profissionais contam com o Código de Ética e
Conduta nos Negócios corporativo adotado pela Companhia, com diretrizes e orientações
para identificar – e saber quais providências tomar – em situações que contrariem o
propósito e os valores corporativos ou, ainda, a legislação. O cumprimento dessas
diretrizes é assegurado pelo Programa de Compliance da CTG Brasil, aplicável à Rio
Canoas, que concentra os investimentos, projetos e iniciativas no tema. Os treinamentos
sobre ética e integridade abrangem 100% dos colaboradores e podem ser realizados em
eventos presenciais ou em formato de e-learning.
O Canal de Ética é a ferramenta disponibilizada pela CTG Brasil para a Rio Canoas, no
âmbito do Programa de Compliance corporativo, para receber comunicações ou
denúncias de situações que violem o Código de Ética e Conduta nos Negócios ou a
própria legislação. Os colaboradores – e qualquer outro stakeholder da Companhia – têm
acesso por meio de um website exclusivo (https://contatoseguro.com.br/ctgbr) ou por
telefone (0800 601 6888), 24 horas por dia, 7 dias por semana.
Ainda em relação ao compromisso de agir com o mais elevado grau de integridade nos
negócios, o Programa de Compliance conta com o processo de due diligence de
compliance para fornecedores e parceiros de negócio. Tal processo visa realizar análises,
conduzidas previamente à contratação ou proposta de compra, em relação às eventuais
situações e envolvimentos dessas entidades e pessoas físicas com atos de corrupção,
fraudes, lavagem de dinheiro e outros crimes que possam trazer prejuízos financeiros ou
à reputação da Rio Canoas a partir da relação estabelecida com tal contraparte.
Esses levantamentos e análises são realizados com base na razão social da entidade,
assim como na de seus respectivos sócios ou acionistas, utilizando-se de sistemas
informacionais terceirizados de compliance que trazem dados retirados de bases públicas
de informações. Com isso, é possível subsidiar a tomada de decisão com base em dados
objetivos, assumindo ou não o risco relacionado a cada operação, de forma a proteger os
ativos e a reputação da Companhia. Essa abordagem também é relevante para
tangibilizar o compromisso da Companhia com o combate à corrupção, em linha com o
Código de Ética e Conduta nos Negócios.
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Cenário e mercado
O desempenho do setor de energia elétrica tem estreita relação com a atividade
econômica do país, que manteve um ritmo de crescimento ainda lento em 2019. Projeção
do Banco Central estima que o Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil evoluiu 1,2% no
último ano, repetindo o patamar de 2018 (+1,1%).
Segundo as projeções, a atividade no setor industrial cresceu 0,7%, impulsionada
principalmente pela construção civil, e o de serviços subiu 1,1%. Na agropecuária, a
evolução foi de 2%, de acordo com a projeção.
Outros indicadores econômicos mostram sinais de melhora para o ambiente de
investimentos no país a partir de 2020. A taxa básica de juros (Selic) encerrou o ano em
4,5%, patamar histórico mais baixo, e a inflação oficial (IPCA) ficou em 4,31%, pouco
acima da meta de 4,25% fixada pelo Banco Central.
O mercado cambial apresentou volatilidade no decorrer de 2019. O dólar apreciou 4,02%
frente ao real, tendo encerrado o ano em 4,03 reais por dólar.
Indicadores macroeconômicos 2019 2018
IGP-M 7,31% 7,54%
IPCA 4,31% 3,75%
Taxa de câmbio (USD) 4,0307 3,8748
Var. % da taxa de câmbio 4,02% 17,13%
Taxa Selic 4,50% 6,50%
CDI 4,40% 6,40%
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O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 481,1 TWh em 2019, segundo dados
da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esse resultado representa um crescimento
de 1,4% em relação ao ano anterior.
O setor de energia brasileiro divide-se em dois mercados: o Ambiente de Contratação
Regulado (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). No ACR, também chamado
de mercado cativo, estão os clientes atendidos pelas distribuidoras, que abastecem suas
áreas de concessão com energia adquirida por meio dos leilões de compra e venda de
energia. Em 2019, o consumo de energia nesse mercado cresceu 1,2%, totalizando
aproximadamente 319,4 TWh. No ACL, em que os contratos de compra e venda de
energia são negociados diretamente entre os geradores e os clientes, foi registrado um
consumo de 162,6 TWh, 1,9% maior na comparação com o ano anterior. Segundo dados
da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), 6.937
consumidores fazem parte do mercado livre, um aumento de 20% na base anual.
No último ano, houve aumento de consumo nas classes de consumidores comercial
(+4,0%) e residencial (+3,1%), devido à ocorrência de temperaturas mais altas nas
regiões Centro-Oeste, Nordeste e Norte, o que demandou maior acionamento dos
equipamentos de refrigeração de ar. O segmento de indústrias apresentou queda (-1,6%)
no período, principalmente pelo menor consumo dos segmentos químico e extrativo de
minerais metálicos e pela tímida evolução do PIB.
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As usinas hidrelétricas, responsáveis por
64,1% da capacidade instalada de geração
do Brasil, operam de forma centralizada e
comandada pelo Operador Nacional do
Sistema (ONS). A entidade, responsável
pela coordenação e operação do Sistema
Interligado Nacional (SIN), avalia diversos
parâmetros climáticos e operacionais (como
a segurança hídrica) para ordenar a
geração de energia.
As hidrelétricas sujeitas ao despacho
centralizado do ONS compõem o
Mecanismo de Realocação de Energia
(MRE), uma espécie de condomínio em que
a maior produção de uma usina compensa
a geração inferior das outras. Em 2019,
essas usinas foram responsáveis pela
geração de 70,5% da energia elétrica do
Sistema Interligado Nacional (SIN). As
usinas térmicas geraram 16,6%.
Nos últimos anos, em decorrência de períodos de hidrologia desfavorável, as hidrelétricas
têm gerado abaixo das suas garantias físicas. Esse déficit de geração – GSF negativo –,
é calculado considerando toda a energia produzida em relação à garantia física do
sistema como um todo. A diferença deve ser compensada pelas hidrelétricas mediante
a compra de energia. Na maioria das vezes, essas compras são realizadas no mercado
de curto prazo com valores estabelecidos pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD),
calculado por uma metodologia própria da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE).
Em 2015, a Rio Canoas aderiu à repactuação do risco hidrológico prevista na Lei n°
13.203, de 8 de dezembro de 2015, contratando o produto SP90, de maneira que sua
parcela de energia alocada no ACL está sujeita aos efeitos do GSF.
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Preço horário | A implantação do preço horário ocorrerá em duas fases. A primeira delas
iniciou em janeiro de 2020, quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)
adotou o Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo (Dessem) na
programação de operação. A segunda iniciará em janeiro de 2021, quando a Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) vai adotar o Dessem no cálculo do Preço de
Liquidação das Diferenças (PLD), na contabilização e na liquidação do Mercado de Curto
Prazo.
Nova metodologia para definição de PLDs mínimo e máximo | Em 07 de outubro foi
publicada a Resolução Normativa Aneel nº 858/2019 com aprovação de metodologia de
definição dos limites mínimo e máximo do PLD. Com a nova regra, a partir de 1º de janeiro
de 2020, o PLD mínimo passou a ser o maior valor entre o custo de produção da UHE
Itaipu (TEO Itaipu) e a Tarifa de Otimização (TEO). Adicionalmente, para ao PLD máximo,
foram aprovados dois limites: o PLD máximo estrutural, com início de vigência a partir de
janeiro de 2020; e o PLD máximo horário, com vigência a partir de janeiro de 2021.
Modernização do setor elétrico | Em 2019, o Ministério de Minas e Energia instituiu o
Grupo de Trabalho coordenado pelo próprio MME, com a participação da Aneel, ONS,
CCEE e EPE, que visa desenvolver propostas para modernização do setor elétrico. Dois
projetos de lei que tramitam no Congresso – o PLS 232/2016 (Senado) e o PL 1.917/2015
(Câmara dos Deputados) também tratam de temas relevantes para a modernização do
setor elétrico, como: lastro e energia, ampliação do acesso ao mercado livre de energia
(ACL), renovação de concessões, fim de subsídios entre outros.
15
Desempenho operacional
A geração bruta de energia elétrica da UHE
Garibaldi totalizou 621,47 GWh em 2019, uma
redução de 5,4% na comparação anual em função
do cenário hidrológico adverso. O índice de
disponibilidade no ano foi de 98,43%, acima do
limite regulatório de 92,32%.
O volume de energia vendida foi de 812,85 GWh,
uma redução de 9,4% em relação ao período
anterior. Esses dados não consideram o Mercado
de Curto Prazo (MCP) e Mecanismos de
Realocação de Energia (MRE).
16
Desempenho econômico-financeiro
Indicadores econômicos (R$ mil) 2019 2018 Variação %
Receita operacional bruta 187.064 198.215 -5,6
(-) Deduções à receita operacional (19.031) (20.077) -5,2
Receita operacional líquida 168.033 178.138 -5,7
(-) Custos e despesas operacionais (158.005) (117.047) 35,0
Resultado operacional 10.028 61.091 -83,6
Ebitda 52.293 97.192 -46,2
Margem Ebitda - % 31,1% 54,6% -43,0
(-) Resultado financeiro (29.763) (31.265) -4,8
Resultado antes dos impostos (19.735) 29.826 -166,2
Lucro/(prejuízo) líquido do exercício (13.093) 22.434 -158,4
Margem líquida - % -7,8% 12,6% -161,9
Sócios controladores (13.093) 22.434 -158,4
Quantidade de ações (lotes de mil)
Sócios controladores 563.765 563.765 -
Lucro líquido básico e diluído por lotes de mil ações aos sócios controladores, em reais
(0,02322) 0,03979 -158,4
Indicadores financeiros (R$ mil) 2019 2018 Variação %
Ativos totais 1.052.471 1.103.276 -4,6
Dívidas em moeda nacional 322.293 349.227 -7,7
Patrimônio líquido 682.671 695.764 -1,9
A Companhia apresentou uma redução de 5,7%, ou R$ 10,1 milhões, na receita líquida
em relação a 2018, ocasionada pela queda nas receitas de venda de energia no mercado
de curto prazo (MCP).
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Custo do serviço de energia elétrica e despesas operacionais (R$ mil)
2019 2018 Variação %
Pessoal (3.861) (3.374) 14,4
Material (2.040) (930) 119,4
Serviços de terceiros (13.983) (8.238) 69,7
Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica (TFSEE)
(590) (492) 19,9
Energia comprada (56.661) (56.827) -0,3
Encargos de uso da rede elétrica (9.964) (8.751) 13,9
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (CFURH)
(3.346) (3.403) -1,7
Depreciação e amortização (42.265) (36.101) 17,1
Provisões para riscos 1.814 3.304 -45,1
Aluguéis (43) (51) -15,7
Seguros (954) (959) -0,5
Provisão para perda na alienação de bens (23.537) - -
Outros (2.575) (1.225) 110,2
Total (158.005) (117.047) 35,0
As despesas operacionais totalizaram R$ 158,0 milhões no ano de 2019, representando
um aumento de R$ 41,0 milhões ou 35,0% em relação ao mesmo período do ano anterior.
Acerca desse incremento, vale destacar:
• Provisão para perda na alienação de bens
– R$ 23,5 milhões, o contrato de aquisição
da Rio Canoas de 24 de agosto de 2015,
firmado entre a antiga controladora e a
China Three Gorges Energia Ltda., previu
opção de compra da linha de transmissão
temporária exercível pela antiga
controladora pelo valor de R$ 1 (um real).
Em 2 de abril de 2019, a Companhia
recebeu notificação referente a execução
da opção de compra. Diante disso, a linha
de transmissão foi classificada para ativo
mantido para venda e foi constituída uma
provisão para perda na alienação do ativo,
bem como dos custos envolvidos na
desmobilização da referida linha de
transmissão temporária;
18
• Depreciação – aumento de R$ 6,1 milhões em decorrência da contabilização de
um ajuste contábil nos prazos de depreciação dos ativos da concessão como
principal impacto.
• Serviços de terceiros – aumento de R$ 5,7 milhões, ou 70%, devendo ser
destacado o início da cobrança relativa ao contrato de serviços do Centro de
Serviços Compartilhados do Grupo (tal entidade foi constituída a fim de centralizar
e otimizar os processamentos das atividades administrativas operacionais, além
de criar sinergia das atividades comuns a todas empresas da CTG Brasil). Além
disso, houve projetos de manutenção e conservação da usina.
Ebitda e margem Ebitda (R$ mil) 2019 2018 Variação %
Lucro/(prejuízo) líquido do exercício (13.093) 22.434 -158,4
Imposto de renda e contribuição social (6.642) 7.392 -189,9
Resultado financeiro (líquido) 29.763 31.265 -4,8
Depreciação e amortização 42.265 36.101 17,1
Ebitda 52.293 97.192 -46,2
Margem Ebitda 31,1% 54,6% -23,5 p.p
O Ebitda (Lajida – lucro antes dos juros, impostos
sobre renda, incluindo contribuição social sobre lucro
líquido, depreciação e amortização) é calculado com
o lucro líquido acrescido do resultado financeiro
líquido, imposto de renda e contribuição social,
depreciação e amortização. O Ebitda é uma medição
não contábil, calculada tomando como base as
disposições da Instrução CVM nº 527/2012. O Ebitda
não deve ser considerado como uma alternativa ao
fluxo de caixa como indicador de liquidez. A
Administração da Companhia acredita que o Ebitda
fornece uma medida útil de seu desempenho, que é
amplamente utilizada por investidores e analistas
para avaliar e comparar empresas.
O Ebitda apresentou uma queda de R$ 44,9 milhões, ou 46,2% em comparação ao
exercício anterior, devido, principalmente, ao aumento de R$ 34,8 milhões nas despesas
operacionais (exceto depreciação) com amplo destaque para a provisão de baixa da linha
de transmissão, bem como os custos para sua desmobilização.
19
Resultado financeiro (R$ mil) 2019 2018 Variação %
Receitas 2.689 2.776 -3,1
Despesas (32.452) (34.041) -4,7
Resultado financeiro líquido (29.763) (31.265) -4,8
O resultado financeiro líquido apresentado em 2019 foi negativo em R$ 29,8 milhões,
representando uma melhora de 4,8% comparativamente ao ano anterior. Esse efeito
deve-se, principalmente, às amortizações no financiamento do BNDES realizadas no
período, além da queda nas taxas de juros.
Dívida financeira líquida (R$ mil) 2019 2018 Variação %
Financiamentos 322.293 349.227 -7,7
Curto prazo 28.969 28.936 0,1
Longo prazo 293.324 320.291 -8,4
Caixa e equivalentes de caixa (27.587) (17.717) 55,7
Aplicações financeiras vinculadas (13.624) (15.327) -11,1
Dívida líquida 281.082 316.183 -11,1
A dívida líquida – que é composta pelo
endividamento, deduzindo os recursos
de caixa e equivalentes de caixa e
aplicações financeiras e vinculadas –
teve redução de R$ 35,1 milhões ou
11,1% em comparação ao ano anterior,
refletindo o menor saldo da dívida (em
virtude das amortizações do
financiamento do BNDES) e o saldo
maior de caixa e equivalentes de caixa.
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Fatores de correção do endividamento (R$ mil)
Remuneração Vencimento 2019 2018 Variação %
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)
TJLP + 2,34% ao ano
16/06/2031 320.725 347.528 -7,7
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)
TJLP 16/06/2031 1.568 1.699 -7,7
Total 322.293 349.227 -7,7
Em razão dos itens detalhados anteriormente, com amplo destaque para os eventos não
operacionais e não recorrentes do ano, a Companhia registrou no ano de 2019 prejuízo
líquido de R$ 13,1 milhões, representando uma queda de R$ 34,5 milhões ou 158,4% em
comparação ao lucro de R$ 22,4 milhões registrado no exercício de 2018.
Investimentos (R$ mil) Consolidado
2019 2018 Variação %
Manutenção 4.364 2.278 91,6%
Outros 1.036 4.228 -75,5%
Total 5.400 6.506 -17,0%
Os investimentos totalizaram R$ 5,4 milhões, o que representou uma redução de 17,0%
em relação aos investimentos do ano anterior. As atividades de manutenção e
conservação da usina representaram 80,8% do total investido.
21
Pesquisa e desenvolvimento (P&D)
A Rio Canoas, como parte integrante da CTG Brasil, busca otimizar a gestão de recursos
disponíveis para P&D. Para isso, em 2019, concluiu o Road Map Tecnológico, que
envolveu todas as áreas no mapeamento de oportunidades diferenciadas de pesquisa.
Esse processo definiu rotas tecnológicas e temas a serem priorizados na prospecção de
projetos e será adotado como metodologia no planejamento anual de destinação de
recursos daqui para frente. Na Rio Canoas, os investimentos totalizaram R$ 845,6 mil,
58% menos do que no ano anterior. Para conhecer os principais projetos, acesse o
Anuário de P&D, disponível no site da CTG Brasil
(https://www.ctgbr.com.br/ped2019/index.html).
22
Capital humano
A Rio Canoas contava com 27 colaboradores (85,2% homens e 14,8% mulheres) no
encerramento de 2019, além de 10 terceiros. Esse quadro funcional não variou de forma
significativa em relação ao ano anterior e a taxa de rotatividade da Companhia para o
período foi de 7,1%.
Na qualificação dos colaboradores, a Companhia dedicou esforços na estruturação de
um ecossistema de aprendizagem, organizado por meio da Academia CTG Brasil e
aplicável à Rio Canoas, que tem como objetivo principal atingir a estratégia com
desenvolvimento de habilidades e ampliação de conhecimento. Essa Academia conta
com a participação de times multidisciplinares e está trabalhando com um formato
inovador que envolve redes e atuações colaborativas. O lançamento oficial acontecerá
em 2020.
Em desenvolvimento de carreira, foi estruturado o Planejamento de Sucessão para as
áreas de Operação & Manutenção (O&M), visando garantir o sucesso de continuidade
dos negócios, sem riscos e prejuízos, assegurando a gestão do conhecimento e a
sustentabilidade das relações da Companhia com seus colaboradores, mercado e
stakeholders. Outra iniciativa realizada em 2019 foi a implantação do Plano de
Desenvolvimento Individual como uma ferramenta voltada ao protagonismo de carreira,
como um plano de evolução que indica o caminho para que o colaborador possa atingir
suas metas profissionais e pessoais, além de alavancar os resultados corporativos.
O compromisso com a segurança dos trabalhadores é evidenciado tendo a Vida como
valor número 1 da Companhia. Um conjunto de medidas e iniciativas fortalecem a cultura
de segurança nas operações e o monitoramento contínuo dos indicadores de segurança
assegura a tomada de decisão ágil e assertiva para a implementação de melhorias. Em
2019, a Rio Canoas não registrou qualquer acidente com colaboradores e terceiros,
tampouco com a população no entorno de seus ativos.
23
Um dos principais avanços em 2019 foi a consolidação do Safety Inspection Plan, com
foco na segurança das instalações. O plano define ações para os seis principais riscos
operacionais: acidentes com pessoas; acidentes com barragens; inundação da casa de
força; acidentes com equipamentos principais; desligamento simultâneo de várias
unidades geradoras em uma mesma planta; e segurança cibernética. Ao todo, 341
medidas foram definidas e categorizadas em relação à prioridade (alta, média e baixa), e
sua implementação será concluída até o fim de 2020.
24
Desempenho socioambiental
Os investimentos realizados pela Rio Canoas em projetos que beneficiam as
comunidades localizadas próximas à usina geradora de Garibaldi promovem a educação,
a cultura, o incentivo ao esporte e avanços em saúde e saneamento. Essas ações estão
conectadas ao objetivo da Companhia de atuar como um agente de transformação social,
ampliando os benefícios de seu modelo de negócios.
A Rio Canoas está restaurando o Casarão Juca Antunes, imóvel tombado como
patrimônio arquitetônico histórico e cultural na cidade de Lages e, a partir de 2020, a
Companhia construirá um Centro de Arqueologia, composto por museu, laboratório e
salas de aula, na Universidade do Oeste de Santa Catarina (Unoesc), reforçando o
compromisso com a educação e o desenvolvimento social local.
Em 2019, a Companhia doou para a prefeitura áreas no entorno do reservatório da usina
Garibaldi no município de Abdon Batista (SC), onde estão sendo instalados uma marina
e um mirante pela prefeitura. A ideia é que o espaço seja utilizado para atividades
educacionais, esportivas e culturais.
A Rio Canoas também tem apoiado o Parque Estadual Rio Canoas – PAERC, no
município de Campos Novos (SC), por meio da construção e entrega de centro de
visitantes (com 300 m2 e equipado com laboratório, auditório, escritório, cozinha
alojamentos e banheiros – já entregue e em funcionamento), da aquisição de um veículo
4x4 e da implantação de trilhas ecológicas, além de custear serviços de manutenção e
educação socioambiental no parque desde 2018.
A Rio Canoas prioriza o relacionamento com parceiros próximos à usina de Garibaldi
como mecanismos de impulsionar o desenvolvimento das localidades, além de manter
contratos com empresas de grande porte detentoras de tecnologia e equipamentos de
ponta. Os principais materiais adquiridos dos fornecedores são componentes e
equipamentos das operações, além de materiais de escritório, limpeza e informática.
Dentre os serviços, as principais categorias contratadas são as de manutenção,
vigilância, portaria e consultorias. Em 2019, os montantes pagos pela Companhia aos
seus fornecedores somaram cerca de R$ 66,8 milhões.
25
A Rio Canoas participou da estruturação do Sistema de Gestão Integrado da CTG Brasil
que, em 2019, elevou a gestão de aspectos de qualidade, segurança e meio ambiente ao
patamar das melhores práticas de mercado. A partir do mapeamento dos principais
processos da Companhia, e de forma alinhada a outras iniciativas como o Production
Management System, essa consolidação da abordagem de gestão garante prontidão
para um dos grandes desafios de 2020: certificar todas as usinas nas normas ISO 9001
(Qualidade), 14001 (Meio Ambiente) e 45001 (Segurança). No médio prazo, a Companhia
também buscará a certificação ISO 55001 (Gestão de Ativos).
Consciente de seu papel na preservação dos rios, a Companhia busca continuamente o
diálogo com todos esses públicos locais, visando o melhor uso desse recurso hídrico
compartilhado. O consumo interno de água nas operações é baixo, porque ocorre
principalmente pela água potável de consumo humano, pelo abastecimento de sanitários
e pelas atividades de limpeza. Em 2019, foram consumidos 2,5 mil metros cúbicos.
Os reservatórios e suas áreas de entorno são ativos valiosos para a proteção ambiental
e a preservação da biodiversidade. Para monitorar todas essas áreas com agilidade,
precisão e gestão eficiente de custos, a Companhia investiu em 2019 em um sistema de
monitoramento por imagens de satélite para detecção de novas ocupações nos
reservatórios, combinado com o uso de drones para regiões de maior criticidade.
Periodicamente, a Rio Canoas promove campanhas de monitoramento para identificar e
catalogar animais e espécies de plantas presentes no entorno das unidades.
26
BALANÇOS PATRIMONIAIS
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
ATIVO Nota 2019 2018
Circulante
Caixa e equivalentes de caixa 5 27.587 17.717
Clientes 6 41.857 43.839
Tributos a recuperar 7 4.985 2.000
Partes relacionadas 20 8.881 8.135
Repactuação do risco hidrológico 8 259 259
Serviços em curso 3.869 3.103
Despesas antecipadas 370 345
Outros créditos 23 63
Total do ativo circulante 87.831 75.461
Não circulante
Realizável a longo prazo
Impostos diferidos 7 8.163 1.522
Aplicações financeiras vinculadas 9 13.624 15.327
Repactuação do risco hidrológico 8 6.392 6.651
Despesas antecipadas 12 -
Outros créditos 1 -
28.192 23.500
Imobilizado 10 908.249 975.039
Intangível 11 28.199 29.276
Total do ativo não circulante 964.640 1.027.815
Total do ativo 1.052.471 1.103.276
27
BALANÇOS PATRIMONIAIS
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
PASSIVO Nota 2019 2018
Circulante
Fornecedores 12 14.412 2.421
Salários, provisões e contribuições sociais 536 545
Tributos a recolher 7 947 2.533
Encargos setoriais 13 4.752 3.856
Indenização socioambiental 14 375 1.299
Uso do bem público (UBP) 16 615 629
Dividendos 18 - 5.328
Juros sobre capital próprio (JSCP) 19 6.800 6.800
Partes relacionadas 14 1.158 2.771
Financiamentos 15 28.969 28.936
Total do passivo circulante 58.564 55.118
Não circulante
Encargos setoriais 13 1.132 1.430
Indenização socioambiental 14 281 281
Uso do bem público (UBP) 16 7.479 5.932
Financiamentos 15 293.324 320.291
Provisões para riscos 17 9.020 24.460
Total do passivo não circulante 311.236 352.394
Total do passivo 369.800 407.512
Patrimônio líquido 21
Capital social 563.765 563.765
Reserva legal 9.317 9.317
Reserva de lucros 109.589 122.682
Total do patrimônio líquido 682.671 695.764
Total do passivo e patrimônio líquido 1.052.471 1.103.276
28
DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO
DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Notas 2019 2018
Receita operacional líquida 22 168.033 178.138
Custo do serviço de energia elétrica
Pessoal (3.861) (3.359)
Material (2.040) (930)
Serviços de terceiros (8.515) (5.106)
Energia comprada 23 (56.661) (56.827)
Depreciação e amortização (42.260) (36.012)
Encargos de uso da rede elétrica (9.964) (8.751)
Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (CFURH) (3.346) (3.403)
Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) (590) (492)
Seguros (854) (954)
Aluguéis (43) (51)
Provisões para riscos 17 1.814 3.304
Outros (2.573) (1.132)
(128.893) (113.713)
Resultado bruto 39.140 64.425
Despesas operacionais
Pessoal e administração - (15)
Serviços de terceiros (5.468) (3.132)
Depreciação e amortização (5) (89)
Seguros (100) (5)
Provisão para perda na alienação de bens (23.537) -
Outras (2) (93)
(29.112) (3.334)
Resultado operacional 10.028 61.091
Resultado financeiro 24
Receitas 2.689 2.776
Despesas (32.452) (34.041)
(29.763) (31.265)
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social (19.735) 29.826
Imposto de renda e contribuição social 25
Corrente - (6.807)
Diferido 6.642 (585)
6.642 (7.392)
(Prejuízo)/Lucro líquido do exercício (13.093) 22.434
Atribuível a
Sócios controladores (13.093) 22.434
(13.093) 22.434
Quantidade de ações 26
Sócios controladores 563.765 563.765
563.765 563.765
Lucro líquido básico por lotes de mil ações, em reais (0,02322) 0,03979
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
29
DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE
DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
2019 2018
(Prejuízo) / Lucro líquido do exercício (13.093) 22.434
Resultado abrangente do exercício - -
Resultado abrangente do exercício (13.093) 22.434
Reserva de
lucros Reserva legal
Saldo em 31 de dezembro de 2018 563.765 122.682 9.317 - 695.764
Resultado abrangente do exercício
Prejuízo líquido do exercício - - - (13.093) (13.093)
Total do resultado abrangente do exercício - - - (13.093) (13.093)
Destinação do lucro líquido do exercício
Transferência entre reservas - (13.093) - 13.093 -
Total das contribuições de acionistas e
distribuições aos acionistas- (13.093) - 13.093 -
Saldo em 31 de dezembro de 2019 563.765 109.589 9.317 - 682.671
Capital social
Reservas de lucros Prejuízos
acumulados
Total do
patrimônio
líquido
Reserva de
lucros Reserva legal
Saldo em 31 de dezembro de 2017 563.765 114.698 8.195 - 686.658
Resultado abrangente do exercício
Lucro líquido do exercício - - - 22.434 22.434
Total do resultado abrangente do exercício - - - 22.434 22.434
Destinação do lucro líquido do exercício
Dividendos - - - (5.328) (5.328)
Juros sobre capital próprio - - - (8.000) (8.000)
Transferência entre reservas - 7.984 1.122 (9.106) -
Total das contribuições de acionistas e
distribuições aos acionistas- 7.984 1.122 (22.434) (13.328)
Saldo em 31 de dezembro de 2018 563.765 122.682 9.317 - 695.764
Reservas de lucros Lucros
acumulados
Total do
patrimônio
líquido
Capital social
30
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.
Nota 2019 2018
Fluxos de caixa das atividades operacionais
(Prejuízo)/Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social (19.735) 29.826
Ajustes em:
Depreciação e amortização 42.265 36.101
Juros sobre financiamentos 15 27.955 31.849
Atualização do uso do bem público (UBP) 16 12.406 270
Apropriação do ajuste a valor presente (UBP) 16 (9.910) 258
Atualizações de indenizações sociais e ambientais 21 6
Variação monetária sobre provisão para riscos 17 1.351 1.287
Atualização monetária de contingências 17 1.925 -
(Provisão)/reversão para riscos 17 (1.814) (2.315)
Aplicações financeiras vinculadas 9 (696) -
Provisão para perda na alienação de bens 23.537 -
Baixas no ativo imobilizado e intangível 306 -
Variação nos ativos:
Clientes 1.982 (30.380)
Tributos a recuperar (2.985) (1.028)
Partes relacionadas - (2.486)
Capitalizações de riscos para desapropriações 17 (750) -
(Provisão)/reversão para riscos de desapropriações 17 (715) -
Repactuação do risco hidrológico 259 259
Despesas antecipadas (37) 104
Serviços em curso (766) (2.015)
Aplicações financeiras vinculadas 2.399 -
Outros créditos 40 88
Variação nos passivos
Fornecedores 4.466 821
Encargos setoriais 598 1.146
Partes relacionadas (2.359) 2.591
Salários, provisões e contribuições sociais (9) 146
Tributos a recolher 3.334 (912)
Indenizações socioambientais 14 (945) (1.528)
Uso do Bem Público (UBP) 16 (963) (926)
Outras obrigações - (134)
Provisões para riscos (521)
Caixa gerado pelas operações 80.639 63.028
Juros pagos sobre financiamentos 15 (26.968) (29.562)
Imposto de renda e contribuição social pagos (4.920) (5.543)
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 48.751 27.923
Fluxos de caixa das atividades de investimentos
Adições no ativo imobilizado e intangível (5.632) (5.972)
Aplicação financeira vinculada - 1.088
Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos (5.632) (4.884)
Fluxo de caixa das atividades de financiamentos
Pagamentos de principal sobre financiamentos 15 (27.921) (27.800)
Pagamento de dividendos 18 (5.328) (944)
Fluxo de caixa líquido aplicado nas atividades de financiamento (33.249) (28.744)
Aumento / (redução) de caixa e equivalentes de caixa, líquidos 9.870 (5.705)
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 17.717 23.422
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 27.587 17.717
Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa, líquidos 9.870 (5.705)
31
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO
PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E DE 2018
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
1. INFORMAÇÕES GERAIS
Contexto operacional
A Rio Canoas Energia S.A. (ou “Rio Canoas” ou “Companhia”) é uma sociedade anônima de capital
fechado, com sede na cidade de Curitiba, Estado do Paraná, localizada na Praça São Paulo da Cruz,
nº 50, sala 2101, Juvevê, CEP 80.030-480, foi constituída em 22 de agosto de 2009, na condição de
produtora independente de energia elétrica.
A Companhia tem por objeto social a implantação, a produção, a comercialização de energia elétrica e
a instalação da linha de transmissão de interesse restrito à central geradora de energia elétrica,
mediante concessão para exploração do potencial energético denominado Usina Hidrelétrica Garibaldi
(“UHE Garibaldi” ou “Usina”), localizado no Rio Canoas, nos municípios de Cerro Negro e Abdon
Batista, no estado de Santa Catarina, a nota explicativa 2.10 divulga dados adicionais sobre o contrato
de concessão.
Como pagamento pelo Uso do Bem Público (“UBP”) para aproveitamento do potencial energético objeto
do contrato de concessão, a Companhia recolhe à União, a partir da operação até o 35º ano da
Concessão ou enquanto permanecer na exploração do aproveitamento do potencial energético da UHE
Garibaldi, parcelas mensais equivalentes a 1/12 (um doze avos) do pagamento anual de R$ 587
corrigidos anualmente pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (“IPCA”), a partir de setembro de
2013.
Os Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (“CCEAR”) representa
70% do total dos contratos, terão período de suprimento de 30 anos, contados a partir de 1º de janeiro
de 2015. Os 30% comercializados no Ambiente de Contratação Livre desde o início da operação foram
vendidos à CTGBNE e Rio Paraná Energia, empresas ligadas. A Companhia também liquidou parte da
energia gerada no ambiente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Venda da linha de transmissão temporária
Em 2 de abril de 2019, a Companhia recebeu notificação referente a execução da opção de compra da
linha de transmissão temporária, conforme cláusula estabelecida no contrato de compra e venda do
controle da Companhia, firmado entre a antiga controladora da Companhia e a China Three Gorges
Brasil Energia Ltda (atual controladora da Companhia) em 24 de agosto de 2015. Diante de tal
notificação, procedeu com o reconhecimento de uma provisão para perda na alienação do ativo, bem
como com as despesas inerentes a desmobilização do item.
Marco legal do setor elétrico
O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou consultas públicas que visam à reorganização do setor
elétrico Brasileiro.
A primeira delas, CP MME nº 032, trata dos “Princípios para Reorganização do Setor Elétrico Brasileiro”,
cujo relatório versa sobre a base conceitual do Ministério na elaboração de medidas para o
aprimoramento para o arcabouço legal, institucional e regulatório do setor que nortearão a discussão.
32
A segunda, CP MME nº 033, coloca em consulta as propostas de caráter técnico por meio do
documento consolidado e detalhado intitulado “Medidas Legais que Viabilizem o Futuro do Setor
Elétrico com Sustentabilidade a Longo Prazo”.
O texto prevê propostas para temas já em discussão no setor, como abertura do mercado livre,
separação de lastro e energia, utilização de preço horário, administração da sobrecontratação
involuntária, racionalização de subsídios, descotização e privatização de concessionárias de geração.
O Ministério declarou que essas iniciativas fazem parte da promoção da transparência e do diálogo que
pautam a atuação da pasta.
A empresa enquanto estuda e acompanha a evolução dessas medidas entende, em princípio, que esta
é uma medida positiva de diálogo do governo com as diversas áreas do setor no sentido de discutir as
melhores propostas para o setor elétrico brasileiro.
Aprovação das demonstrações financeiras
A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração da
Companhia em 07 de fevereiro de 2020.
2. RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABEIS E APRESENTAÇÃO DAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras estão
definidas abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os exercícios
apresentados, salvo disposição em contrário.
Base de preparação
Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo
evidenciadas nas demonstrações financeiras supracitada, e correspondem às utilizadas pela
Administração na gestão da Companhia.
As demonstrações financeiras foram preparadas e estão sendo apresentadas conforme as práticas
contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos, orientações e interpretações emitidos pelo
Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade
(CFC) e de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro, o International Financial
Reporting Standards (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e, quando
aplicável, as regulamentações emitidas pela Aneel, quando esta não estiver em desacordo com as
práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais.
A preparação de demonstrações financeiras requer o uso de certas estimativas contábeis críticas e o
exercício de julgamento por parte da Administração da Companhia no processo de aplicação das suas
políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível de julgamento e possuem maior
complexidade, bem como as áreas nas quais premissas e estimativas são significativas para as
demonstrações financeiras, estão divulgadas na nota 3.
Moeda funcional e moeda de preparação
As demonstrações financeiras, estão apresentadas em reais, moeda funcional utilizada pela
Companhia.
33
Caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, investimentos de curto prazo
de alta liquidez, com vencimentos originais de até três meses e com risco insignificante de mudança
de valor e liquidadas em curto espaço de tempo.
Instrumentos financeiros
2.4.1. Ativos financeiros
2.4.1.1. Classificação
A Companhia classifica seus ativos financeiros nas seguintes categorias:
i. Mensurados ao valor justo através do resultado;
ii. Mensurados ao custo amortizado;
A Administração determina a classificação de seu ativo financeiro no reconhecimento inicial,
dependendo da finalidade para a qual o ativo financeiro foi adquirido. Nestas demonstrações
financeiras, a Companhia e sua Controlada possui o seguinte instrumento financeiro:
i. Mensurado ao custo amortizado
Mensurado ao custo amortizado são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou
determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São incluídos como ativo circulante, exceto
aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data de emissão do balanço (estes são
classificados como ativos não circulantes) e são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando
o método de juros efetivos, deduzidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.
As receitas com juros provenientes desses ativos financeiros são registradas em receitas financeiras
usando o método da taxa efetiva de juros. Quaisquer ganhos ou perdas devido à baixa do ativo são
reconhecidos diretamente no resultado e apresentados em outros ganhos/ (perdas). As perdas por
impairment são apresentadas em uma conta separada na demonstração do resultado.
Para maiores detalhes dos ativos financeiros da Companhia e Controlada e suas classificações (vide
nota explicativa n° 27).
A Companhia não opera com derivativos e também não aplica a metodologia denominada contabilidade
de operações de hedge (hedge accounting).
2.4.1.2. Reconhecimento e mensuração
As compras e as vendas regulares de ativos financeiros são reconhecidas na data de negociação –
data na qual a Companhia se compromete a comprar ou vender o ativo. Os valores são, inicialmente,
reconhecidos pelo valor justo, acrescidos dos custos da transação para todos os ativos financeiros não
classificados como ao valor justo por meio do resultado. Os custos das transações dos ativos
financeiros classificados como valor justo por meio do resultado (destinados à negociação) são
reconhecidos no resultado. Os empréstimos e recebíveis são mensurados pelo valor do custo
amortizado.
Os ativos financeiros são baixados quando os direitos de receber fluxos de caixa dos investimentos
tenham vencido ou tenham sido transferidos; neste último caso, desde que a Companhia tenha
34
transferido, significativamente, todos os riscos e os benefícios da propriedade.
Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor justo de ativos financeiros mensurados ao
valor justo através do resultado são apresentados na demonstração do resultado em "outros ganhos
(perdas), líquidos" no período em que ocorrem.
2.4.1.3. Compensação de instrumentos financeiros
Ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é reportado no balanço patrimonial,
quando há um direito legalmente aplicável de compensar os valores reconhecidos e há uma intenção
de liquidá-lo, ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
2.4.1.4. Impairment de ativos financeiros
Ativos negociados ao custo amortizado
A Companhia avalia no fim de cada exercício se há evidência objetiva de que o ativo financeiro ou o
grupo de ativos financeiros está deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos financeiros está deteriorado
e os prejuízos de impairment são incorridos somente se há evidência objetiva de impairment como
resultado de um ou mais eventos ocorridos após o reconhecimento inicial dos ativos ("evento de perda")
e aquele evento (ou eventos) de perda tem um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo
financeiro ou grupo de ativos financeiros que pode ser estimado de maneira confiável.
Os critérios que a Companhia utiliza para determinar se há evidência objetiva de uma perda por
impairment incluem:
i. Dificuldade financeira relevante do emitente ou tomador;
ii. Uma quebra de contrato, como inadimplência ou mora no pagamento dos juros ou principal;
iii. A Companhia, por razões econômicas ou jurídicas relativas à dificuldade financeira do tomador
de empréstimo, garante ao tomador uma concessão que o credor não consideraria;
iv. Torna-se provável que o tomador declare falência ou outra reorganização financeira;
v. O desaparecimento de um mercado ativo para aquele ativo financeiro devido às dificuldades
financeiras; ou
vi. Dados observáveis indicando que há uma redução mensurável nos fluxos de caixa futuros
estimados a partir de uma carteira de ativos financeiros desde o reconhecimento inicial daqueles ativos,
embora a diminuição não possa ainda ser identificada com os ativos financeiros individuais na carteira,
incluindo:
• Mudanças adversas na situação do pagamento dos tomadores de empréstimo na carteira;
• Condições econômicas nacionais ou locais que se correlacionam com as inadimplências sobre
os ativos na carteira.
O montante da perda por impairment é mensurado como a diferença entre o valor contábil dos ativos e
o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados (excluindo os prejuízos de crédito futuro que não
foram incorridos) descontados à taxa de juros em vigor original dos ativos financeiros. O valor contábil
35
do ativo é reduzido e o valor do prejuízo é reconhecido na demonstração do resultado. Se um
empréstimo ou investimento tiver uma taxa de juros variável, a taxa de desconto para medir uma perda
por impairment é a atual taxa de juros efetiva determinada de acordo com o contrato. Como um
expediente prático, a Companhia pode mensurar o impairment com base no valor justo de um
instrumento utilizando um preço de mercado observável.
Se, num exercício subsequente, o valor da perda por impairment diminuir e a redução puder ser
relacionada objetivamente com um evento que ocorreu após o impairment ser reconhecido (como uma
melhoria na classificação de crédito do devedor), a perda anteriormente reconhecida é revertida por
meio de resultado, desde que o valor contábil do investimento na data dessa reversão não exceda o
eventual custo amortizado se o impairment não tivesse sido reconhecido.
2.4.1. Passivos financeiros
2.4.2.1. Classificação
Os passivos financeiros são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método de juros
efetivos, esse método é utilizado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e alocar
sua despesa de juros pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente
os fluxos de caixa futuros estimados ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando
apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido.
Para maiores detalhes dos passivos financeiros da Companhia e Controlada e suas classificações (vide
nota 27).
2.4.2.2. Reconhecimento e mensuração
Os passivos financeiros da Companhia incluem contas a pagar a fornecedores e empréstimos, e sua
mensuração dos passivos financeiros depende de sua classificação. Passivos financeiros são
inicialmente reconhecidos a valor justo e, no caso de empréstimos e financiamentos, são acrescidos do
custo da transação diretamente relacionado.
Após reconhecimento inicial, empréstimos e financiamentos sujeitos a juros são mensurados
subsequentemente pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetivos. Ganhos e
perdas são reconhecidos na demonstração do resultado no momento da baixa dos passivos, bem como
durante o processo de amortização pelo método da taxa de juros efetivos.
Contas a receber de clientes
As contas a receber de clientes correspondem aos valores referentes ao decurso normal das atividades
da Companhia. Se o prazo de recebimento é equivalente a um ano ou menos as contas a receber são
classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão apresentadas no ativo não circulante. Incluem
os valores relativos ao suprimento de energia elétrica faturada e não faturada, inclusive a
comercialização de energia elétrica efetuada no âmbito da CCEE.
As contas a receber de clientes são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente,
mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método da taxa de juros efetiva menos a provisão
para crédito de liquidação duvidosa. Na prática, dado o prazo de cobrança, são normalmente
reconhecidas ao valor faturado, ajustado pela provisão para impairment, se necessária.
36
Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa - Impairment
Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança destes
créditos, de acordo com CPC 48 - Instrumentos Financeiros.
As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são estabelecidas quando existe uma
evidência objetiva de que a Companhia não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo
com os prazos originais das contas a receber.
A Administração da Companhia não registra PECLD para eventos referentes ao MRE e MCP, pois
entende que não há risco de não recebimento.
Serviços em curso
Os valores registrados nessa rubrica referem-se aos recursos aplicados em projetos de Pesquisa e
Desenvolvimento (P&D), em consonância com a Resolução Normativa nº 605/2014 da Aneel. Quando
concluído, os projetos são baixados em contrapartida da conta do passivo, relacionada à provisão de
P&D e submetidos à aprovação da Superintendência da Aneel.
Imobilizado
A Companhia considera que não haverá indenização pelo Poder Concedente, ao final do prazo de
concessão, do valor residual dos bens. Dessa forma, a Companhia efetua a depreciação linearmente
até a data de vencimento da concessão.
A vida útil estimada, os valores residuais e a depreciação são revisadas no final da data do balanço
patrimonial e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.
Todos os demais custos de reparo e manutenção são reconhecidos no resultado, quando incorridos.
Os ativos do imobilizado são baixados em reformas, substituições, venda, perda e alienação dos bens.
Eventual ganho ou perda resultante da baixa do ativo (calculado como sendo a diferença entre o valor
líquido da venda e o valor contábil do ativo) é incluído na demonstração do resultado no exercício.
Ativos intangíveis
2.9.1. Softwares
As licenças de softwares adquiridas são capitalizadas com base nos custos incorridos ligados
diretamente ao funcionamento do software. Esses custos são amortizados durante sua vida útil
estimável conforme tempo de contrato, limitado ao prazo fixado no contrato de concessão com poder
concedente. Os gastos relativos à manutenção de softwares são reconhecidos como despesa,
conforme incorridos.
2.9.1. Uso do bem público (UBP)
Pela exploração da geração de energia elétrica, a outorgada paga mensalmente valores definidos no
contrato de concessão desde sua assinatura referente ao Uso do Bem Público. O valor total a ser pago
foi registrado a custo histórico no grupo de intangíveis, e são amortizados ao longo do período de
concessão.
37
2.9.3. Repactuação do risco hidrológico
A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do risco hidrológico suportado pelos
agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), desde
que haja anuência da Aneel, com efeitos a partir de 1° de janeiro de 2015.
O produto solicitado para repactuação pela Companhia foi o SP90.
Conforme Resolução Autorizativa Aneel n° 6087, de 18 de outubro de 2016, Processo
48500.000269/2016-57, foi alterado o termo final da outorga de concessão da UHE Garibaldi, cadastrada
sob o Código Único de Empreendimento de Geração (CEG) UHE. PH.SC.030415-8.01, aumentando o
prazo de concessão para 19 de julho de 2046.
Contratos de concessão
Foi objeto do Leilão A-5 N° 03/2010 da Aneel, que originou o Contrato de Concessão nº 003/2010 –
Aneel, com prazo original de 35 anos, contados a partir de 14 de dezembro de 2010 (término original
da concessão em 13 de dezembro de 2045). Este prazo de vigência da outorga de concessão foi
prorrogado por 218 dias, de acordo com o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, firmado
em 17 de novembro de 2017, que alterou o termo final para 19 de julho de 2046, conforme Resolução
Autorizativa Aneel nº 6.087/2016 e o Despacho nº 340/2016 que autoriza a repactuação do risco
hidrológico da UHE Garibaldi.
Conforme Portaria N° 108, publicado em 11 de julho de 2016, da Secretaria de Planejamento e
Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, ficou definido o novo montante da
Garantia Física de Energia da UHE Garibaldi, que passou de 83,1 MW médio para 84,0 MW médio,
valor vigente até 19 de dezembro de 2017, com o acréscimo de 0,9 MW médio de Garantia Física.
Em 20 de dezembro de 2017, com a publicação da Portaria SPE/MME nº 387 foi estabelecida a nova
garantia física da usina atualmente vigente de 86,3 MW médio, com o acréscimo de 2,3 MW médio.
A concessão será considerada extinta nos seguintes eventos: termo final do contrato de concessão,
encampação, caducidade, rescisão, anulação decorrente de vício ou irregularidade constatada no
procedimento ou no ato de sua outorga e falência ou extinção da Companhia.
Impairment de ativos não financeiros
Os ativos sujeitos à depreciação ou amortização são revisados para a verificação de impairment
sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser
recuperável. Uma perda por impairment é reconhecida pelo valor ao qual o valor contábil do ativo
excede seu valor recuperável. Este último é o valor mais alto entre o valor justo de um ativo menos os
custos de venda e o valor em uso. Para fins de avaliação do impairment, os ativos são agrupados nos
níveis mais baixos para os quais existem fluxos de caixa identificáveis separadamente (Unidade
Geradora de Caixa – UGC). No caso, existe apenas uma única unidade geradora de caixa. Os ativos
não financeiros que tenham sofrido impairment são revisados para a análise de uma possível reversão
do impairment na data de apresentação do relatório.
Contrato de
concessão
Aneel
Usina Tipo UF Rio
Capacidade
instalada
(MW)
Garantia
física (MW
médio)
Inicio da
concessão
Vencimento
da
concessão
03/2010 Garibaldi UHE - Hidrelétrica SC Canoas 191,9 86,3 14/12/2010 19/07/2046
38
Fornecedores e outras contas a pagar
Fornecedores e outras contas a pagar são obrigações a pagar por bens, energia elétrica, encargos de
uso da rede, materiais e serviços que foram adquiridos de fornecedores no curso normal dos negócios,
sendo classificados como passivos circulantes se o pagamento for devido no período de até um ano
(ou no ciclo operacional normal dos negócios, ainda que mais longo), caso contrário, fornecedores e
outras contas a pagar são apresentados como passivo não circulante.
Financiamentos
Os financiamentos são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na
transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre
os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor de liquidação é reconhecida na
demonstração do resultado durante o período em que os mesmos estejam em aberto, utilizando o
método da taxa efetiva de juros.
Provisões
As provisões para recuperação ambiental, custos de reestruturação e ações judiciais (trabalhistas,
cíveis e fiscais) são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente ou não
formalizada (constructive obligation) como resultado de eventos passados, com provável saída de
recursos para liquidar a obrigação e valor estimado com segurança. As provisões não são reconhecidas
com relação às perdas operacionais futuras.
Quando houver uma série de obrigações similares, a probabilidade de a Companhia liquidá-las é
determinada levando-se em consideração a classe de obrigações como um todo. Uma provisão deve
ser reconhecida quando: (i) a entidade tem uma obrigação presente (legal ou não formalizada) como
resultado de evento passado; (ii) seja provável que será necessária uma saída de recursos que
incorporam benefícios econômicos para liquidar a obrigação; (iii) possa ser feita uma estimativa
confiável do valor da obrigação.
As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para liquidar
a obrigação, usando uma taxa antes dos efeitos tributários, a qual reflita as avaliações atuais de
mercado do valor do dinheiro no tempo e dos riscos específicos da obrigação. O aumento da obrigação
em decorrência da passagem do tempo é reconhecido como despesa financeira.
Riscos cíveis e trabalhistas
A Companhia é parte de diversos processos judiciais e administrativos. Provisões são constituídas,
quando necessário, para todas as contingências referentes a processos judiciais para os quais é
provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa
razoável possa ser feita.
A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das
leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no
ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados.
As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como
prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas
com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.
39
Imposto de renda e contribuição social
As despesas de imposto de renda e contribuição social do exercício compreendem os impostos
correntes e diferidos. Os impostos diferidos são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto
na proporção em que estiverem relacionados com itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido
ou no resultado abrangente.
O imposto de renda e contribuição social correntes são calculados com base nas leis tributárias
promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do balanço. A Administração avalia,
periodicamente, as posições tributárias assumidas pela Companhia com relação às situações em que
a regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações. Estabelece provisões, quando
apropriado, com base nos valores estimados de pagamento às autoridades fiscais.
O imposto de renda e contribuição social correntes são apresentados líquidos, por entidade
contribuinte, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no ativo quando os montantes
antecipadamente pagos excedam o total devido na data do balanço.
O imposto de renda e contribuição social diferidos são reconhecidos usando-se o método do passivo
sobre as diferenças temporárias decorrentes de diferenças entre as bases fiscais dos ativos e passivos
e seus valores contábeis nas demonstrações financeiras. Entretanto, o imposto de renda e contribuição
social diferidos não são contabilizados se resultar do reconhecimento inicial de um ativo ou passivo em
uma operação que não seja uma combinação de negócios, a qual, na época da transação, não afeta o
resultado contábil, nem o lucro tributável (prejuízo fiscal).
O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na proporção da
probabilidade de que o lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias
possam ser usadas.
Os impostos diferidos ativos e passivos são compensados quando há um direito exequível legalmente
de compensar os ativos fiscais correntes contra os passivos fiscais.
Benefícios a empregados
2.17.1. Participação nos lucros
A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos lucros e resultados, com base
em uma fórmula que leva em conta o lucro líquido combinado do exercício conforme Acordo Coletivo
vigente.
Não há benefício relacionado a aposentadoria ou planos e opções em ações (stock option).
Capital social
Ações Ordinárias (ON) são classificadas como patrimônio líquido. Essas ações dão direito a voto e
participação nos resultados da Companhia.
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Reconhecimento da receita
2.19.1. Receita de comercialização de energia
A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de
produtos e serviços no curso normal das atividades da Companhia. A receita de vendas é apresentada
líquida dos impostos incidentes, das devoluções, dos abatimentos e dos descontos concedidos.
A Companhia reconhece a receita quando:
i. O valor da receita pode ser mensurado com segurança;
ii. É provável que benefícios econômicos futuros fluirão para a Companhia;
iii. Quando critérios específicos são atendidos para cada uma das atividades da Companhia e
Controlada, conforme descrição a seguir.
O valor da receita não é considerado como mensurável com segurança até que todas as contingências
relacionadas com a venda tenham sido resolvidas. A Companhia baseia suas estimativas em resultados
históricos, levando em consideração o tipo de cliente, o tipo de transação e as especificações de cada
venda.
A Companhia reconhece as receitas de vendas de energia em contratos bilaterais, MRE e MCP no mês
de suprimento da energia de acordo com os valores constantes dos contratos e estimativas da
Administração da Companhia, ajustados posteriormente por ocasião da disponibilidade dessas
informações.
2..2. Receita financeira
As receitas financeiras são reconhecidas conforme o prazo decorrido, usando o método da taxa de
juros efetiva, registradas contabilmente em regime de competência e são representadas principalmente
por rendimentos sobre aplicações financeiras, juros e descontos obtidos.
2..3. Distribuição de dividendos e juros sobre o capital próprio (JSCP)
A distribuição de dividendos e juros sobre o capital próprio são definidos para os acionistas da
Companhia, com base no seu Estatuto Social, e é reconhecida como um passivo em suas
demonstrações financeiras ao final do exercício.
2..4. CPC 06/IFRS 16
Com essa nova norma, os arrendatários passam a ter que reconhecer o passivo dos pagamentos
futuros e o direito de uso do ativo arrendado para praticamente todos os contratos de arrendamento
mercantil, incluindo os operacionais, podendo ficar fora do escopo dessa nova norma determinados
contratos de curto prazo ou de pequenos montantes. Os critérios de reconhecimento e mensuração
dos arrendamentos nas demonstrações financeiras dos arrendadores ficam substancialmente
mantidos. O IFRS 16 entra em vigor para exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2019 e
substitui o IAS 17/CPC 06 - "Operações de Arrendamento Mercantil" e correspondentes interpretações.
A Administração da Companhia avaliou as características indicadas pela nova norma e concluiu que a
aplicação de referida norma, não trará impactos nas demonstrações financeiras de 2019.
41
3. ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS
As estimativas e os julgamentos contábeis são continuamente avaliados e baseiam-se na experiência
histórica e em outros fatores, incluindo expectativas de eventos futuros, consideradas razoáveis para
as circunstâncias.
3.1. Estimativas e premissas contábeis críticas
Com base em premissas, a Companhia elabora estimativas com relação ao futuro. Por definição, as
estimativas contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais. As
estimativas e premissas que apresentam um risco significativo, com probabilidade de causar um ajuste
relevante nos valores contábeis de ativos e passivos para o próximo exercício financeiro, estão
contempladas abaixo:
Imposto de renda, contribuição social e impostos diferidos
A Contabilização dos ativos e passivos diferidos do imposto de renda e contribuição social é
determinado por diferenças temporárias entre o valor contábil dos ativos e passivos e seus respectivos
valores fiscais. O montante do imposto de renda diferido ativo é revisado a cada data das
demonstrações financeiras e reduzido pelo montante que não seja mais realizável através de lucros
tributáveis futuros.
Ativos e passivos fiscais diferidos são calculados usando as alíquotas fiscais aplicáveis ao lucro
tributável nos anos em que essas diferenças temporárias deverão ser realizadas
Os tributos diferidos sobre as provisões de grandes reparos são atualizados mensalmente
considerando a amortização realizada e suas respectivas atualizações periódicas.
Os créditos, que tem por base diferenças temporárias, foram reconhecidos conforme a expectativa de
sua realização.
Vida útil de ativos de longa duração
A Companhia registra sua depreciação, dos bens vinculados a concessão, de acordo com as taxas
anuais estabelecidas pela Aneel, limitados ao prazo de concessão.
Os demais bens do ativo imobilizado, não vinculados a concessão, são depreciados pelo método linear
com base na estimativa de vida útil.
A Companhia não acredita que existam indicativos de uma alteração material nas estimativas e
premissas usadas no cálculo de perdas por recuperação de ativos de vida longa.
Passivos Contingentes
As provisões para as perdas decorrentes de passivos contingentes classificados como prováveis são
reconhecidas contabilmente, desde que: (i) haja uma obrigação presente (legal ou não formalizada)
como resultado de eventos passados; (ii) é provável que seja necessária uma saída de recursos para
liquidar a obrigação; e (iii) o valor puder ser estimado com segurança. As perdas classificadas como
possíveis não são reconhecidas contabilmente, sendo divulgadas nas notas explicativas. As
contingências cujas perdas são classificadas como remotas não são provisionadas nem divulgadas,
exceto quando, em virtude da visibilidade do processo, a Companhia considere sua divulgação
42
justificada. A classificação das perdas entre prováveis, possíveis e remotas, baseia-se na avaliação da
Administração, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos.
Novos pronunciamentos CPC
3.5.1. IFRIC 23/ICPC 22 - Incerteza sobre Tratamento de Tributos sobre o Lucro
A Companhia avaliou seus tratamentos de tributos sobre o lucro e informa que a adoção desta nova
norma não resultou em impactos significativos em seus resultados do período.
4. GESTÃO DE RISCO DO NEGÓCIO
Fatores de riscos financeiros
As atividades da Companhia a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado (incluindo risco
de taxa de juros de valor justo, risco de taxa de juros de fluxo de caixa e risco de preço), risco de crédito
e risco de liquidez. A gestão de risco da Companhia se concentra na imprevisibilidade dos mercados
financeiros e busca minimizar potenciais efeitos adversos no desempenho financeiro da Companhia.
A gestão de risco é realizada pela Companhia, seguindo as políticas aprovadas pelo Conselho de
Administração que identifica, avalia e protege a Companhia contra eventuais riscos financeiros.
Risco de mercado
4.2.1. Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros
O risco de taxa de juros da Companhia decorre de financiamentos e caixa e equivalentes de caixa para
a Companhia.
Para o financiamento junto ao BNDES, o risco está ligado a variação da TJLP.
O impacto causado pela variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) é minimizado pela
remuneração das aplicações financeiras pelo CDI e pelos preços nos contratos de venda de energia
elétrica que também estão indexados à variação dos índices IPCA ou IGP-M.
As demonstrações financeiras foram preparadas considerando o custo histórico como base, com
determinados instrumentos financeiros ajustados a valor de mercado (valor justo).
Para fins de preparação de relatórios financeiros, as mensurações do valor justo de determinados
instrumentos financeiros são classificadas nas categorias Níveis 1, 2 ou 3, descritas a seguir, com base
no grau em que as informações para as mensurações do valor justo são observáveis e na importância
das informações para a mensuração do valor justo em sua totalidade:
i. Informações de Nível 1 são preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos
ou passivos idênticos aos quais a entidade pode ter acesso na data de mensuração;
ii. Informações de Nível 2 são informações, que não os preços cotados incluídos no Nível 1,
observáveis para o ativo ou passivo, direta ou indiretamente;
iii. Informações de Nível 3 são informações não observáveis para o ativo ou passivo.
43
Risco de liquidez
O risco de liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa
ou outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.
A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias,
procedimentos e instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de
garantir o adequado gerenciamento dos riscos.
A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de
controle do fluxo de caixa, mantendo-se um nível de caixa mínimo.
Risco de crédito
O risco de crédito decorre de caixa e equivalentes de caixa, instrumentos financeiros, depósitos em
bancos e instituições financeiras, bem como de exposições de crédito a clientes, incluindo contas a
receber em aberto. Para bancos e instituições financeiras, são aceitos somente títulos de entidades
independentemente classificadas com elevado nível de rating disponível no mercado.
No caso de clientes, a área de análise de crédito avalia a qualidade do crédito do cliente, levando em
consideração sua posição financeira, experiência passada e outros fatores.
O preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres determinados nos contratos de
leilão e bilaterais está no nível dos preços fechados no mercado e eventuais sobras ou faltas de energia
são liquidadas no âmbito da CCEE.
4.4.1. Risco de aceleração de dívidas
A Companhia possui financiamentos, com cláusulas restritivas (Covenants) normalmente aplicáveis a
esses tipos de operações, relacionadas a atendimento de índices econômico-financeiros, geração de
caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do
curso normal das operações (vide nota 15.4.3).
4.4.2. Análise de sensibilidade
O principal risco atrelado às operações da Companhia está ligado a variação da TJLP para
financiamentos junto ao BNDES, e ao CDI para os saldos de caixa e equivalentes de caixa e aplicações
financeiras vinculadas.
Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia está
exposta com BNDES e UBP na data base de 31 de dezembro de 2019, foram definidos 5 cenários
diferentes. O quadro a seguir demonstra o impacto que esses cenários podem trazer para a
Companhia.
44
Gestão de capital
O objetivo da Companhia ao administrar seu capital é assegurar a capacidade de continuidade da
Companhia para assim oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além
de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir custos.
Para manter ou ajustar a estrutura de capital da Companhia, a Administração efetua ajustes adequando
às condições econômicas atuais, revendo assim as políticas de pagamentos de dividendos, captação
de empréstimos e financiamentos, ou ainda, emitindo novas ações.
A Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice
corresponde à dívida líquida expressa como percentual do capital total. A dívida líquida, por sua vez,
corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo prazos), subtraído do
montante de caixa e equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas. O capital total é apurado
através da soma do patrimônio líquido, com a dívida líquida.
Outros riscos
4.6.1. Risco hidrológico
O risco hidrológico decorre dos impactos da hidrologia na operação das usinas, que são despachadas
conforme comandos dados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).
Os impactos que podem ser causados pela situação hidrológica incluem a flutuação do Preço de
Liquidação das Diferenças (PLD), que aumenta em casos de hidrologia desfavorável e é utilizado para
a valorização da exposição dos agentes do setor (sobras e déficits de energia).
Instrumentos financeiros Indexador 2019Cenário
- ∆ 50%
Cenário
- ∆ 25%
Cenário
Provável
Cenário
+ ∆ 25%
Cenário
+ ∆ 50%
Ativos financeiros
Aplicações financeiras e fundos de renda fixa DI 27.565 (882) (441) 1.764 441 882
Aplicações financeiras vinculadas DI 13.624 (436) (218) 872 218 436
41.189 (1.318) (659) 2.636 659 1.318
Passivos financeiros
BNDES TJLP + 2,34% ao ano (320.725) 12.648 6.324 (25.295) (6.324) (12.648)
BNDES TJLP (1.568) 43 21 (85) (21) (43)
UBP IPCA (8.094) 160 80 (320) (80) (160)
(330.387) 12.851 6.425 (25.700) (6.425) (12.851)
(289.198) 11.533 5.766 (23.064) (5.766) (11.533)
Variação dos
índices
Cenário
- ∆ 50%
Cenário
- ∆ 25%
Cenário
Provável
Cenário
+ ∆ 25%
Cenário
+ ∆ 50%
IPCA 1,98% 2,96% 3,95% 4,94% 5,93%
DI 3,20% 4,80% 6,40% 8,00% 9,60%
TJLP 2,71% 4,07% 5,42% 6,78% 8,13%
Total da exposição líquida
Nota 2019 2018
Financiamentos 15 322.293 349.227
(-) Caixa e equivalentes de caixa 5 (27.587) (17.717)
(-) Aplicações financeiras vinculadas 9 (13.624) (15.327)
Dívida líquida 281.082 316.183
Patrimônio líquido 21 682.671 695.764
Total do capital 963.753 1.011.947
Índice de alavancagem financeira - (%)* 29,2 31,2
* Dívida líquida / Total do capital
45
Outro índice importante é o ajuste MRE (GSF), fator que pode reduzir ou aumentar a energia disponível
para a venda de usinas hidráulicas a depender da situação hidrológica e do despacho realizado pelo
ONS, afetando diretamente a exposição destas usinas ao PLD.
4.6.2. Risco de regulação
As atividades da empresa, assim como de seus concorrentes, são regulamentadas e fiscalizadas pela
Aneel. Qualquer alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre as atividades da
Companhia.
4.6.3. Risco ambiental
As atividades e instalações da Companhia estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais,
estaduais e municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do
meio ambiente. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a Companhia operar sua usina em virtude
de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração de receita operacional
e afetar negativamente o resultado da Companhia.
A Companhia utiliza-se da política de gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança (MASS) para
assegurar o equilíbrio entre a conservação ambiental e o desenvolvimento de suas atividades,
minimizando os riscos para a Companhia.
4.6.4. Estimativa ao valor justo
Pressupõe-se que os saldos das contas a pagar aos fornecedores e as contas a receber de clientes
reconhecidos pelo valor contábil, menos a perda (impairment), estejam próximos de seus valores justos.
O valor justo dos passivos financeiros, para fins de divulgação, é estimado mediante o desconto dos
fluxos de caixa contratuais futuros pela taxa de juros vigente no mercado, que está disponível para a
Companhia para instrumentos financeiros similares.
O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos é baseado nos preços de
mercado, cotados na data do balanço. Um mercado é visto como ativo se os preços cotados estiverem
pronta e regularmente disponíveis a partir de uma bolsa, distribuidor, corretor, grupo de indústrias,
serviço de precificação, ou agência reguladora, e aqueles preços representam transações de mercado
reais e que ocorrem regularmente em bases puramente comerciais. O preço de mercado cotado
utilizado para os ativos financeiros mantidos pela Companhia e sua Controlada é o preço de
concorrência atual.
5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
Composição
As aplicações financeiras correspondem às operações de certificado de depósitos bancários,
realizadas com instituições que operam no mercado financeiro nacional e são contratadas em
2019 2018
Caixa e bancos 22 204
Aplicações financeiras
Certificado de depósito bancário (CDB) 27.565 17.513
27.587 17.717
46
condições e taxas normais de mercado, tendo como características alta liquidez, baixo risco de crédito
e remunerações de acordo com as práticas de mercado. Os ganhos ou perdas decorrentes de
variações no valor justo desses ativos são apresentados na demonstração do resultado em “resultado
financeiro” no exercício em que ocorrem (vide nota explicativa n° 24).
Qualidade de créditos do caixa, e equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas
A qualidade do crédito dos ativos financeiros que não estão vencidos, pode ser avaliada mediante
referência às classificações externas do crédito conforme quadro abaixo:
6. CLIENTES
Composição do saldo e abertura por vencimento
Todos os valores referentes às contas a receber de clientes da Companhia são suportados por contrato
de compra de energia, celebrado entre a Companhia e distribuidoras de energia.
A Companhia não mantém nenhum título como garantia de contas a receber.
Movimentação das Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (“PECLD”)
As faturas emitidas pela Companhia referentes aos contratos bilaterais e de leilão são emitidas com vencimento único no mês seguinte ao do suprimento. Para o exercício de 2019, não foram reconhecidas perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa. As perdas estimadas para crédito de liquidação duvidosa são avaliadas conforme descrito na nota
explicativa n° 2.6.
Qualidade de créditos dos clientes
As transações relevantes para os negócios da Companhia em que há exposição de crédito são as
vendas de energia realizadas no ACL, através dos contratos bilaterais. Para os contratos celebrados
no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) não é possível avaliar o crédito dos clientes a ser
atendidos, uma vez que qualquer cliente que atenda o edital do leilão, será atendido, independente da
sua avaliação de crédito.
Standard & Poor's Moody's 2019 2018
B BR-1 41.211 33.044
41.211 33.044
Contratos ACL 941 941 1.064
Contratos ACR 10.837 10.837 10.657
Energia de curto prazo (MRE/MCP) 30.079 30.079 32.118
41.857 41.857 43.839
2019 2018À vencer até
90 dias
47
O histórico de perdas na Companhia em decorrência de dificuldades apresentada por clientes em
honrar os seus compromissos é irrelevante diante das políticas e procedimentos vigentes.
O risco de crédito dos contratos de venda de energia com os clientes no ACL é minimizado pela análise
prévia da área de crédito da Companhia de todos seus potenciais clientes. Esta análise é baseada em
informações qualitativas e quantitativas de cada potencial cliente e, a partir dessa análise, é feita a
classificação seguindo as premissas do rating interno.
O rating interno possui classificação de 1 a 5, onde os clientes são classificados como: 1 - Excelente;
2 - Bom; 3 - Satisfatório; 4 - Regular; 5 - Crítico.
Baseado na Política de crédito e nas classificações de rating acima mencionado, todos os contratos
bilaterais da Companhia possuem obrigação de entrega de uma modalidade de garantia (entre as quais
se destacam: CDB, Fiança Bancária e Corporativa).
Em conjunto com a área de crédito, a área de risco/portfolio, se baseia no rating interno e realiza a
diversificação da carteira de clientes da Companhia com o objetivo de diminuir os riscos específicos
setoriais e otimizar a liquidez da carteira.
Em 31 de dezembro de 2019 e 2018, segundo o rating interno, a Companhia possui, em relação aos
saldos a receber de seus clientes bilaterais, as seguintes proporções de risco de liquidação:
% R$
1 - Excelente - -
2 - Bom 100,0 941
3 - Satisfatório - -
4 - Regular - -
5 - Crítico - -
100,0 941
Rating interno2019
% R$
1 - Excelente - -
2 - Bom 100 1.064
3 - Satisfatório - -
4 - Regular - -
5 - Crítico - -
100 1.064
Rating interno2018
48
7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER
A Companhia apurou saldo credor de PIS e COFINS em dezembro de 2018, enquanto ao final de
dezembro de 2019, apurou saldo devedor destes tributos.
Em setembro de 2019 ocorreu pagamento a maior de ICMS que está reconhecido no ativo da empresa.
Ademais, a partir de 2019 a empresa passou a recolher ICMS-ST sobre operações com o estado do
Amazonas, o que ocasionou um aumento relevante do recolhimento deste tributo mensalmente.
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Composição dos saldos dos impostos diferidos:
Em 2019 a empresa apurou prejuízo fiscal de IRPJ e base negativa de CSLL, tendo sido reconhecido
no valor de tributos diferidos. No segundo trimestre de 2019 foi registrada provisão para perdas
referente as linhas de transmissão que serão desligadas, o que originou diferença temporária entre as
bases contábeis e fiscais do ativo. A empresa já iniciou a realização deste valor, estimada para se
2019 2018
Circulante Circulante
Ativo
Saldo Negativo de IRPJ e CSLL 4.867 755
PIS e COFINS - Retenção Faturamento - 1.245
Pagamento a maior de ICMS 118 -
4.985 2.000
Passivo
IRPJ e CSLL a recolher 12/2019 - 1.279
PIS e COFINS a recolher 12/2019 628 -
IRRF sobre JSCP - 1.200
ICMS a recolher 195 15
INSS a recolher 12/2019 46 16
Outros 78 23
947 2.533
IRPJ CSLL TOTAL IRPJ CSLL TOTAL
Ativo
Diferenças temporárias
Participação nos lucros e resultados 47 17 64 54 19 73
Provisões 5.877 2.116 7.993 107 38 145
Contingências 1.775 639 2.414 2.047 737 2.784
Ajuste a valor presente (UBP) 3.577 1.288 4.865 3.714 1.337 5.051
Prejuízo fiscal de IRPJ 2.006 - 2.006 - - -
Base negativa de CSLL - 722 722 - - -
Ativo diferido 13.282 4.782 18.064 5.922 2.131 8.053
Passivo
Diferenças temporárias
Ajuste a valor presente - Intangível 7.281 2.620 9.901 4.802 1.729 6.531
Passivo diferido 7.281 2.620 9.901 4.802 1.729 6.531
Ativo de imposto diferido (líquido) 6.001 2.162 8.163 1.120 402 1.522
2019 2018
49
completar até o exercício subsequente. Em relação às diferenças temporárias advindas das
contingências, cuja variação de 2019 refere-se a atualização monetária, estima-se que o prazo de
realização está de acordo com encerramento dos processos cíveis e trabalhistas.
A Companhia tem a expectativa de realização do imposto de renda e de contribuição social diferidos
de acordo com premissas internas e conforme apresentado no quadro abaixo:
2020 2021 2022a partir de
2023Total
Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.843 40 25 (2.745) 8.163
8. REPACTUAÇÃO DE RISCO HIDROLÓGICO
Em consonância com as diretrizes estabelecidas na Lei nº 13.203/2015 e na Resolução Normativa nº
684/2015, em dezembro de 2015, a Aneel concedeu anuência ao acordo de repactuação do risco
hidrológico da UHE Garibaldi para a energia no ACR. A opção da repactuação foi enviada em 15 de
janeiro de 2016 para Aneel.
As regras da repactuação estabelecem opções de escolha do nível de risco hidrológico a ser assumido
pelos geradores que, em contrapartida, assumem o compromisso de pagar um prêmio de risco definido
pela Aneel ao longo do prazo do contrato de venda de energia no ACR.
Com base no novo patamar de risco definido nos termos da repactuação, o GSF correspondente ao
ano de 2015 foi recalculado, resultando em um montante pago a maior que foi compensado com o valor
do prêmio de seguro estipulado pela Aneel. A quantidade de MWh médios repactuados foi de 43,9 ao
preço unitário de R$ 15,13 perfazendo um montante de R$ 6.651. Sua apropriação será pelo prazo de
venda de energia no mercado regulado.
Segue abaixo o saldo residual:
9. APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS
As aplicações financeiras vinculadas possuem prazos determinados e são remunerados com base em
percentuais da variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI), sendo compostas por
debêntures, compensação ambiental da Lei nº 9.985/2000 Fundo do Meio Ambiente de Santa Catarina
(FATMA) e aplicações vinculadas ao empréstimo do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
e Social (BNDES).
CirculanteNão
CirculanteTotal Circulante
Não
CirculanteTotal
Repactuação de risco hidrológico 259 6.392 6.651 259 6.651 6.910
259 6.392 6.651 259 6.651 6.910
2019 2018
Repactuação
(MW médios)
Repactuação
(MWh)
Reembolso
unitário (R$)
Saldo a
reembolsar
SP90 43,959 439.592 15,13 6.651
2019
Produto
50
Composição
Movimentação
10. IMOBILIZADO
Dos bens vinculados a concessão
Em 15 de dezembro de 2015, foi publicada a resolução normativa nº 691/2015 da Aneel, que disciplina
a desvinculação dos bens e as instalações utilizados na geração por iniciativa do agente setorial
ficando, portanto, dispensada da obrigação de solicitar anuência prévia ao órgão regulador para
desvinculação dos bens aos serviços de energia elétrica.
Composição
2019 2018
Banco Santander S.A.
Debêntures 439 419
FATMA 411 596
BNDES 12.774 14.312
13.624 15.327
2019
Saldo em 31 de dezembro de 2018 15.327
Aplicações 1.803
Rendimentos 824
Resgates (4.202)
Imposto de renda retido na fonte (IRRF) (128)
Saldo em 31 de dezembro de 2019 13.624
2018
Custo Depreciação
acumulada Valor líquido Valor líquido
Em serviço
Terrenos 94.278 (14.339) 79.939 96.343 2,7%
Reservatório, barragens e adutora 559.479 (104.544) 454.935 475.902 3,8%
Edificações, obras civis e benfeitorias 310.534 (57.735) 252.799 262.861 3,8%
Máquinas e equipamentos 132.364 (26.249) 106.115 111.519 3,8%
Veículos 1.491 (661) 830 889 10,9%
Móveis e utensílios 166 (83) 83 147 10,8%
Sistema de transmissão e conexão 11.451 (2.169) 9.282 25.499 4,3%
1.109.763 (205.780) 903.983 973.160
Em curso 4.266 - 4.266 1.879
4.266 - 4.266 1.879
1.114.029 (205.780) 908.249 975.039
2019 Taxa média
anual de
depreciação
51
Movimentação
(i) Referem-se a transferência de itens que foram classificados para imobilizado conforme Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico;
(ii) Refere-se principalmente a novos e atualizações de processos judiciais nas quais discutem na esfera judicial
valores venais dos terrenos desapropriados (nota 19).
(iii) A Companhia recebeu notificação referente a execução da opção de compra da linha de transmissão
temporária, conforme cláusula estabelecida no contrato de compra e venda do controle da Companhia, firmado
entre a antiga controladora da Companhia) e a China Three Gorges Brasil Energia Ltda (atual controladora da
Companhia) em 24 de agosto de 2015, diante de tal notificação, a Companhia registrou provisão para perda
na alienação de bens do item no montante de R$ 16.012 e classificou como disponível para venda a R$ 1 (um
real) enquanto é providenciada a transferência da posse e propriedade do item.
Provisão para perdas na alienação de bens ver nota 1.2.
11. INTANGÍVEL
Composição
Repactuação extensão da concessão – ocorreu em 2015 ocorreram grandes restrições hidrológicas
que prejudicaram a produção de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). Por este motivo
a Lei 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permitiu a repactuação do risco hidrológico suportados pelos
agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, com
efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015. De acordo com o termo de repactuação e em decorrência de
Valor líquido em
2018 Adições Baixas
Provisão para
perda na alienação
de bens (iii)
Transferências
(i) Depreciação
Reclassificação
(ii)
Valor líquido
em 2019
Em serviço
Terrenos 96.343 1.211 (175) - - (2.524) (14.916) 79.939
Reservatório, barragens e adutora 475.902 - - - 60 (21.027) - 454.935
Edificações, obras civis e benfeitorias 262.861 - - - 1.814 (11.876) - 252.799
Máquinas e equipamentos 111.519 - (58) (283) - (5.063) - 106.115
Veículos 889 - - - 103 (162) - 830
Móveis e utensílios 147 - (46) - - (18) - 83
Sistema de transmissão e conexão 25.499 - - (15.729) - (488) - 9.282
973.160 1.211 (279) (16.012) 1.977 (41.158) (14.916) 903.983
Em curso 1.879 4.364 - - (1.977) - - 4.266
1.879 4.364 - (1.977) - - 4.266
975.039 5.575 (279) (16.012) - (41.158) (14.916) 908.249
Valor líquido
em 2017 Adições Transferências Depreciação Contingências
Valor líquido
em 2018
Em serviço
Terrenos 94.584 3.696 (2.469) 532 96.343
Reservatório, barragens e adutora 493.250 - - (17.348) - 475.902
Edificações, obras civis e benfeitorias 272.470 - - (9.609) - 262.861
Máquinas e equipamentos 115.551 164 94 (4.290) - 111.519
Veículos 552 - 507 (170) - 889
Móveis e utensílios 175 - - (28) - 147
Sistema de transmissão e conexão 26.415 - - (916) - 25.499
1.002.997 3.860 601 (34.830) 532 973.160
Em curso 368 2.112 (601) - - 1.879
1.003.365 5.972 - (34.830) 532 975.039
2018
Custo Amortização
acumulada Valor líquido Valor líquido
Em serviço
Repactuação - extensão da concessão 24.376 (3.231) 21.145 21.969 3,4%
Uso do bem público (UBP) 25.385 (18.400) 6.985 7.254 1,1%
Software 1.043 (974) 69 53 1,3%
50.804 (22.605) 28.199 29.276
2019 Taxa média
anual de
amortização
52
sua retroatividade, a Rio Canoas adquiriu o direito de recuperar parcialmente o custo com o GSF de
2015. O montante de R$ 6.651 (R$ 6.910 em 31 de dezembro de 2018) como prêmio de seguro e a
outra parte como extensão da concessão (intangível) no montante de R$ 21.145 (R$ 21.969 em 31 de
dezembro de 2018), equivalente a 217 dias, para a classe do produto escolhido (SP90), ambos serão
amortizados pelo prazo da concessão de 35 anos;
Uso do bem público correspondem aos valores estabelecidos no Contrato de Concessão, relacionados
ao direito de exploração do potencial de energia hidráulica (concessão onerosa), cujo contrato é
assinado na modalidade de Uso do Bem Público – UBP. O registro inicial desse passivo (obrigação) e
do ativo intangível (direito de concessão) correspondem aos valores de obrigações futuras, trazidos a
valor presente. Será amortizado de acordo com o prazo da concessão de 35 anos;
Movimentação
12. FORNECEDORES
(i) Em dezembro de 2018, por meio da qual a Companhia efetuou compra de energia elétrica com a sua coligada
CTGNE, tendo como saldo em aberto o valor de 2.535, conforme a nota explicativa 20.1.2 composição patrimonial partes relacionadas;
(ii) Conforme a nota explicativa 1.2 venda da linha de transmissão temporária, foi realizada a provisão para desmantelamento no valor de R$ 7.525;
Valor líquido em
2018 Adições Baixa Transferência Amortização
Valor líquido
em 2019
Em serviço
Repactuação - extensão da concessão 21.969 - - - (824) 21.145
Uso do bem público (UBP) 7.254 - - - (269) 6.985
Software 53 - (27) 57 (14) 69
29.276 (27) 57 (1.107) 28.199
Em curso - 57 - (57) - -
- 57 - (57) - -
29.276 57 (27) - (1.107) 28.199
Valor líquido
em 2017 Amortização
Valor líquido
em 2018
Em serviço
Repactuação - extensão da concessão 22.782 (813) 21.969
Uso do bem público (UBP) 7.523 (269) 7.254
Software 242 (189) 53
30.547 (1.271) 29.276
Circulante Total
Suprimento de energia elétrica (i) 3.516 -
Materiais e serviços contratados (ii) 9.889 1.445
Encargos de uso da rede elétrica 1.007 976
Tust 1.007 976
14.412 2.421
2019 2018
53
13. ENCARGOS SETORIAIS
As obrigações a recolher provenientes de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico são
as seguintes:
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH)
A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os Estados, o Distrito Federal e
os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionadas por inundação de áreas na
construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Também são beneficiados pela compensação
financeira os órgãos da administração direta da União.
Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE)
A TFSEE foi instituída pela Lei nº 9.427/1996, e equivale a 0,4% do benefício econômico anual auferido
pela concessionária, permissionária ou autorizado do serviço público de energia elétrica. O valor anual
da TFSEE é estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura
do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas
concessionárias. Sua gestão fica a cargo da Aneel.
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)
De acordo com o Contrato de Concessão, Lei nº 9.991/2000, artigo 24 da Lei nº 10.438/2002 e artigo
12 da Lei nº 10.848/2004, as empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de
distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim como as autorizadas à produção
independente de energia elétrica, devem aplicar o montante mínimo de 1% (um por cento) de sua
Receita Operacional Líquida em Pesquisa e Desenvolvimento do Setor de Energia Elétrica e Eficiência
Energética (no caso das Distribuidoras), segundo os procedimentos e regulamentos estabelecidos pela
Aneel.
Em atendimento ao Ofício Circular SFF/Aneel nº 2.409/2007, a Companhia tem apresentado os gastos
com P&D no grupo das deduções da receita bruta.
Para fins de reconhecimento dos investimentos realizados a empresa de energia elétrica deve
encaminhar ao final dos projetos um Relatório de auditoria contábil e financeira e um Relatório Técnico
específicos dos projetos de P&D para avaliação final e parecer da Aneel.
CirculanteNão
circulanteCirculante
Não
circulante
Compensação financeira de recursos hídricos (CFURH) 642 - 626 -
Pesquisa e desenvolvimento (P&D) 4.061 1.132 3.189 1.430
Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) 49 - 41 -
4.752 1.132 3.856 1.430
2019 2018
54
14. INDENIZAÇÃO SOCIOAMBIENTAL
Composição
Movimentação
Termo de Ajuste de Conduta (TAC)
A Companhia foi notificada em 29 de agosto de 2013, pelos danos causados pela inundação do
reservatório da usina. Em função desta notificação assinou o termo de ajustamento de conduta (TAC)
com Ministério Público, a FATMA e os representantes dos atingidos pela UHE. O montante inicial total
provisionado foi de R$ 5.500, que vem sendo reduzido mediante desembolsos correspondentes, que
devem ser empregados exclusivamente em investimentos sociais, os quais devem buscar atingir o
maior número de pessoas. Os dispêndios são feitos com a aprovação dos órgãos envolvidos.
Sistema Nacional de Unidades de Conservação (SNUC)
O SNUC foi instituído pela lei federal n° 9.985/2000, com o objetivo de garantir a preservação da
natureza e o desenvolvimento sustentável a partir dos recursos naturais.
A Rio Canoas Energia celebrou em 02 de agosto de 2011 o Termo de Compromisso de Compensação
Ambiental nº 075/2011 com a FATMA, previsto na Lei 9.985/2000.
Os recursos são concentrados em uma aplicação financeira vinculada (Nota 9). Tais recursos são
remunerados a variação do CDI e são dispendidos conforme deliberação da FATMA e o Ministério
Público.
15. FINANCIAMENTOS
Composição
Em 05 de setembro de 2012 foi autorizada a obtenção de financiamento, destinado à implantação da
UHE Garibaldi, através da Decisão de Diretoria nº 520/2012-BNDES, tendo sido firmado, em data de
10 de julho de 2012, o correspondente contrato de financiamento mediante abertura de crédito nº
12.2.0520.1 no valor de R$ 367.830.
Para este contrato a Companhia possui cláusulas restritivas (“Covenants”) normalmente aplicáveis a
estes tipos de operações, relacionados ao atendimento de índices econômico-financeiras, geração de
CirculanteNão
circulanteTotal Circulante
Não
circulanteTotal
Termo de Ajuste de Conduta (TAC) - 281 281 721 281 1.002
Sistema Nacional de Unidades de Conservação (SNUC) 375 - 375 578 - 578
375 281 656 1.299 281 1.580
2019 2018
TAC SNUC Total
Saldo em 31 de dezembro de 2018 1.002 578 1.580
Atualizações de indenizações sociais e ambientais - 21 21
Realização de provisão (721) (224) (945)
Saldo em 31 de dezembro de 2019 281 375 656
55
caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do
curso normal das operações.
Vencimento
Movimentação
Características dos contratos de empréstimos
15.4.1. Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)
Principal Juros Total Principal Total
BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 27.801 1.015 28.816 291.909 291.909
BNDES TJLP 16/06/2031 149 4 153 1.415 1.415
27.950 1.019 28.969 293.324 293.324
Instituição
financeiraRemuneração Vencimento
2019
Circulante Não Circulante
Principal Juros Total Principal Total
BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 27.715 1.081 28.796 318.732 318.732
BNDES TJLP 16/06/2031 136 4 140 1.559 1.559
27.851 1.085 28.936 320.291 320.291
Instituição
financeiraRemuneração Vencimento
2018
Circulante Não Circulante
Vencimento a
longo prazo2021 2022 2023
A partir de
2024Total
BNDES 27.950 27.950 27.950 209.474 293.324
Saldo em 31 de dezembro de 2018 349.227
27.955
(27.921)
(26.968)
(26.934)
Saldo em 31 de dezembro de 2019 322.293
Movimentação de empréstimos
Apropriação de juros
Pagamento de principal
Pagamento de juros
Juros Amortização Destinação do sub-créditos
Sub-créditos “A”: 247.300
Sub-créditos “B”: (i) 15.000
Sub-créditos “C”: 100.000Destinado à aquisição de máquinas e
equipamentos FINAME
Sub-créditos “D”: 3.700Destinados a implantação do sistema de
transmissão de interesse restrito
Sub-créditos “E”: 1.830 TJLP
180 prestações mensais e
sucessivas, vencendo-se a
primeira prestação no dia 15
(quinze) de julho de 2016 e a
última no dia 15 (quinze) de junho
de 2031.
Destinados a investimentos sociais não
contemplados nos licenciamentos ambientais e/ou
nos programas socioambientais do programa de
educação ambiental (“PBA”)
Total 367.830
Sub-créditos
TJLP + 2,34% a.a.
192 prestações mensais e
sucessivas, vencendo-se a
primeira prestação no dia 15
(quinze) de julho de 2015 e a
última no dia 15 (quinze) de junho
de 2031.
Destinado à execução de obras civis e aos demais
itens gerais financiáveis
56
(i) Sub-créditos pendentes de liberação no montante de R$ 15.000. Os empréstimos e financiamentos estão
atualizados pelos juros e encargos financeiros, determinados em cada contrato, incorridos até a data destas
demonstrações financeiras.
15.4.2. Garantias contratuais
As garantias do contrato são:
i. Alienação fiduciária de 100% das ações da emissora;
ii. Fiança;
iii. Cessão fiduciária sobre os direitos emergentes da concessão.
15.4.3. Cláusulas restritivas (“Covenants”)
As cláusulas restritivas aplicadas são:
i. Sem prévia e expressa autorização do BNDES, distribuir dividendos superior a 25% do Lucro
Líquido;
ii. Firmar contratos de serviços técnicos e administrativos com entes do mesmo grupo econômico, sem
prévia e expressa autorização do BNDES;
iii. Manter índice de cobertura da dívida de no mínimo 1,30.
Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a Companhia atendeu os referidos índices
financeiros e, portanto, cumpriu com os referidos covenants, conforme quadro abaixo:
2019 2018
A) Geração de caixa da atividade
(+) Disponibilidade final no período imediatamente anterior 17.717 23.422
(+) Ebitda 52.293 97.192
(-) Impostos sobre o lucro 6.642 (7.392)
76.652 113.222
B) Serviço da dívida
(+) Amortização do principal 27.922 27.800
(+) Pagamento de juros 26.968 29.562
54.889 57.362
C) Índice de cobertura do serviço da dívida = (A)/(B) 1,40 1,97
57
16. USO DO BEM PÚBLICO (UBP)
Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total
Valor nominal 1.024 36.189 37.213 954 24.815 25.769
(-) Ajuste a valor presente (409) (28.710) (29.119) (325) (18.883) (19.208)
615 7.479 8.094 629 5.932 6.561
2019 2018
Referem-se aos valores estabelecidos no Contrato de Concessão nº 03/2010, como contraprestação
ao direito de exploração do aproveitamento hidrelétrico calculado até o final do contrato de concessão.
A taxa de desconto no cálculo do valor presente foi de 9,63% não tendo vinculação com a expectativa
de retorno do projeto.
Movimentação
17. PROVISÕES PARA RISCOS
Cíveis
A Administração da Companhia, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área jurídica
e por consultores jurídicos externos, registra provisões para cobrir as perdas e obrigações em potencial,
relacionadas as ações cíveis que em sua maioria discutem indenizações, ressarcimento por servidão
administrativa devido a Linha de Transmissão nas propriedades, bem como ações de desapropriações
de áreas para construção dos reservatórios.
Adicionalmente, a Companhia tem ações de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais, envolvendo riscos
de perda classificados pela Administração como possíveis, com base na avaliação de seus consultores
jurídicos externos, para as quais não há provisão constituída, conforme composição e estimativa a
seguir.
PrincipalAjuste a valor
presenteTotal
Saldo em 31 de dezembro de 2018 25.770 (19.209) 6.561
Ajuste a valor presente - (9.910) (9.910)
Pagamento (963) - (963)
Atualização monetária 12.406 - 12.406
Saldo em 31 de dezembro de 2019 37.213 (29.119) 8.094
58
Composição
Movimentação
A movimentação das provisões ocorreu conforme quadro abaixo:
(i) Referem-se a depósitos judiciais de terrenos desapropriados que possuem contingências atreladas,
antes apresentadas no ativo imobilizado, sendo reclassificado para que seja apresentada de forma
líquida nas contingências.
(*) efeitos contabilizados em contrapartida do imobilizado como a discussão é a respeito de terrenos, a
Companhia atualiza o passivo contra linha dessa natureza, controlada no grupo de imobilizado.
Em 31 de dezembro de 2019, as contingências cíveis líquidas somam R$ 9.020, e referem-se a ações
indenizatórias ajuizadas contra a Rio Canoas em decorrência do alagamento e desapropriação de
2018
Provisões Depósitos
judiciais
Provisões
líquidas
Provisões
líquidas
Cíveis 23.614 (14.744) 8.870 24.224
Desapropriações de terras 15.509 (13.730) 1.779 7.952
Indenizações de benfeitorias 8.105 (1.014) 7.091 16.272
Trabalhistas 219 (69) 150 236
23.833 (14.813) 9.020 24.460
2019
Desapropria-
ções de terras
Indenizações
de benfeitorias
Saldo em 31 de dezembro de 2018 16.272 7.952 236 24.460
Provisões para riscos
Capitalizações(*) (750) - - (750)
Reversões(*) (715) - - (715)
Variações monetárias(*) 1.925 - - 1.925
Reclasificação(*) (1.223) 1.223 - -
Provisões - 1.490 134 1.624
Reversões - (3.262) (176) (3.438)
Acordos / pagamentos - (890) - (890)
Variações monetárias - 1.592 25 1.617
(763) 153 (17) 23.833
Depósitos judiciais
Adições (1.089) (1.104) (147) (2.340)
Reclassificação (i) (12.901) (2.015) - (14.916)
Variações monetárias (322) 59 (3) (266)
Baixas 582 2.046 81 2.709
(13.730) (1.014) (69) (14.813)
Saldo em 31 de dezembro de 2019 1.779 7.091 150 9.020
Total
Cíveis
Trabalhistas
59
áreas para construção dos reservatórios, linha de transmissão e reavaliação dos valores pagos
decorrentes de desapropriação para construção da UHE.
As constituições referem-se a novas ações e reavaliações por parte dos assessores jurídicos da
Companhia decorrentes de decisões desfavoráveis no período. As baixas do exercício referem-se a
encerramentos de ações no curso normal dos processos e/ou mediante celebração de acordos
judiciais.
Em 31 de dezembro de 2019, as contingências trabalhistas líquidas somam R$ 219 referem-se a ações
movidas por ex-empregados, envolvendo pedido de horas extras, periculosidade, insalubridade e horas
in itinere. As constituições referem-se a reavaliações por parte dos assessores jurídicos da Companhia
decorrentes de sentença e recursos desfavoráveis no exercíco.
Contingências possíveis
Não foram constituídas provisões contábeis para as contingências avaliadas pelos assessores jurídicos
da Companhia como perdas possíveis.
a) Cíveis
As contingências cíveis com expectativa de perda possível no montante de R$ 13.320 referem-se às
ações indenizatórias ajuizadas contra a Rio Canoas em decorrência do alagamento e desapropriação
de áreas para construção dos reservatórios, linha de transmissão e reavaliação dos valores pagos
decorrentes de desapropriação para construção da UHE.
b) Fiscais
Em 31 de dezembro de 2019, as principais contingências fiscais com expectativa de perda possível
são decorrentes de Processos Administrativos originados de pedidos de restituição e compensação de
saldo negativo de tributos (IRPJ e CSLL), bem como de tributos pagos a maior. Em todos os casos a
Companhia apresentou manifestações de inconformidade e/ou recurso voluntário os quais aguardam
julgamento. Valor classificado como possível de R$ 324.
c) Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2019, as contingências trabalhistas líquidas somam R$ 21 referem-se a ações
movidas por ex-empregados, envolvendo pedido de horas extras, periculosidade, insalubridade e horas
in itinere. As constituições referem-se a reavaliações por parte dos assessores jurídicos da Companhia
decorrentes de sentença e recursos desfavoráveis no exercício.
2019 2018
Cíveis 13.320 13.005
Trabalhistas 21 306
Fiscais 324 310
13.665 13.621
60
18. DIVIDENDOS
Movimentação de dividendos a pagar
Em razão do prejuízo apurado no exercício não há proposta mínima para distribuição de dividendos.
19. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO
Movimentação de JSCP a pagar
Em razão do prejuízo apurado no exercício não foram constituídos novos valores para distribuição de
JSCP.
20. PARTES RELACIONADAS
Transações e saldos
A Companhia é controlada pela China Three Gorges Brasil Energia Ltda, que detém 100% das ações
da Companhia. O controlador em última instância é a China Three Gorges Corporation, empresa de
energia estatal chinesa.
20.1.1. Remuneração do pessoal-chave da administração
A Companhia é administrada por sua Controladora, a China Three Gorges Brasil Energia Ltda., onde
acontece o pagamento do pessoal-chave da Administração.
20.1.2. Composição patrimonial
As operações de compra e venda de energia elétrica seguem cláusulas definidas em contratos, cujas
premissas são as mesmas praticadas em mercado.
Foi firmado contrato de compartilhamento de recursos humanos junto à China Three Gorges Brasil
Energia Ltda, a partir de 10 de julho de 2017, de acordo com o Despacho Aneel n.º 2.018, que segue
as determinações da Resolução Normativa Aneel n.º 699, de 26 de janeiro de 2016 no intuito de criar
sinergia entre os recursos, atendendo de maneira mais eficiente e econômica aos interesses das
partes.
2018 Dividendos a
pagar
Dividendos
pagos2019
China Three Gorges Brasil Energia Ltda. 5.328 - (5.328) -
5.328 - (5.328) -
2018 JSCP
a pagar
JSCP
pagos2019
China Three Gorges Brasil Energia Ltda. 6.800 - - 6.800
6.800 - - 6.800
61
A Companhia possui contrato de prestação de serviços administrativos junto a CTG Brasil Serviços
Administrativos Ltda, e anuído pela Aneel conforme Despacho n.º 2.756, de 28 de novembro de 2018,
que segue as determinações da Resolução Normativa Aneel n.º 699, de 26 de janeiro de 2016 no intuito
de criar sinergia entre os recursos, atendendo de maneira mais eficiente e econômica aos interesses
das partes.
20.1.3. Movimentação do resultado
21. PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social subscrito e integralizado
Em 31 de dezembro de 2019 e de 2018, o capital social subscrito da Companhia é de R$ 563.765,
equivalentes a 563.765.475 (quinhentas e sessenta e três milhões, setecentas e sessenta e cinco mil,
quatrocentas e setenta e cinco) ações ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal.
Contas a
receber
Contas a
Pagar
Contas a
receber
Contas a
Pagar
Circulante Circulante Circulante Circulante
Coligadas
CTG Brasil Negócios de Energia S.A. 6.919 710 4.018 2.535
Rio Verde Energia S.A. 1.962 - - -
CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. - 138 - -
China Three Gorges Brasil Energia Ltda - 310 - 236
Rio Parana Energia S.A. - - 4.117 -
8.881 1.158 8.135 2.771
2019 2018
Venda de
Energia
Compra de
energia
Compartilha
mento de
despesas
Prestação
de Serviços Total
Coligadas
CTG Brasil Negócios de Energia S.A. 10.311 (9.830) - - 481
Rio Verde Energia S.A. 23.105 - - - 23.105
CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. - - - (1.691) (1.691)
China Three Gorges Brasil Energia Ltda - - (3.420) - (3.420)
33.416 (9.830) (3.420) (1.691) 18.475
2019
Venda de
Energia
Compra de
energia
Compartilha
mento de
despesas
Prestação
de Serviços Total
Coligadas
CTG Brasil Negócios de Energia S.A. 9.587 (23.561) - - (13.974)
China Three Gorges Brasil Energia Ltda - - (2.806) - (2.806)
Rio Parana Energia S.A. 43.366 - - - 43.366
52.953 (23.561) (2.806) - 26.586
2018
62
Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembleia Geral.
O controle acionário da Companhia não poderá ser transferido, cedido ou de qualquer forma, alienado,
direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, sem prévia concordância da Aneel e BNDES, devido
ao financiamento com a entidade.
De acordo com o Estatuto Social da Companhia, a distribuição dos resultados apurados em 31 de
dezembro de cada ano, ocorrerá após a elaboração das demonstrações financeiras do exercício e após
manifestação da Diretoria, submetidas a Assembleia Geral Ordinária, juntamente com a proposta de
destinação.
Dos resultados apurados serão inicialmente deduzidos os prejuízos acumulados e a provisão para o
Imposto de Renda e tributos sobre o lucro. O lucro remanescente terá a seguinte destinação:
i. A Companhia deverá distribuir dividendos mínimos obrigatórios no valor de 25% dos lucros
remanescentes aos acionistas;
ii. Caso a distribuição de dividendos seja aprovada, o pagamento dos dividendos deverá ocorrer no
exercício subsequente;
Reserva legal
A reserva legal é constituída anualmente como destinação de 5% do lucro líquido do exercício e não
poderá exceder a 20% do capital social. A reserva legal tem por fim assegurar a integridade do capital
social e somente poderá ser utilizada para compensar prejuízo e aumentar o capital social da
Companhia.
Reserva de lucros
A reserva de lucros é constituída como uma destinação dos lucros do exercício.
Ações
ordinárias%
Acionistas
China Three Gorges Brasil Energia Ltda. 563.765.475 100,00
563.765.475 100,00
Posição acionária em 2019 e 2018
63
22. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
23. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA, COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE
Energia elétrica vendida
A tabela a seguir resume os volumes em MWm de energia assegurada, contratada, expectativa de
realização de contratos, pela Companhia no Ambiente de Contratação Livre – ACL e Ambiente de
Contratação Regulada – ACR, em 31 de dezembro de 2019:
(*) Não auditados pelos auditores independentes.
2019 2018
Contratos (ACR) 91.066 86.669
Contratos bilaterais (ACL) 68.420 73.654
Mercado de curto prazo (MCP) 26.141 36.037
Mecanismo de realocação de energia (MRE) 1.437 1.855
187.064 198.215
Deduções à receita operacional
PIS e COFINS (16.520) (18.335)
ICMS (870) -
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (1.641) (1.742)
(19.031) (20.077)
Receita operacional líquida 168.033 178.138
MWh (*) R$ MWh (*) R$
Contratos ACL 508.138 68.420 508.080 73.654
Contrato ACR 304.717 91.066 389.586 86.669
Mercado de curto prazo (MCP) 64.671 26.141 80.255 36.037
Mecanismo de realocação de energia (MRE) 118.804 1.437 198.741 1.855
996.329 187.064 1.176.662 198.215
Energia elétrica vendida2019 2018
2019 2018
Energia disponível para venda 83 83
ACR 58 58
Contratos regulados de venda de energia 58 58
ACL 11 11
Contratos bilaterais de venda de energia 35 45
Contratos bilaterais de compra de energia 24 34
Energia livre para contratação 14 14
Percentual de energia contratada 83% 83%
MWm (*)
64
Energia elétrica comprada
Encargos de uso da rede elétrica
As tarifas devidas pela Companhia e estabelecidas pela Aneel são: TUST, TUSD e Encargos de
Conexão
A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão
igual ou superior a 230 kV. A parte de cada empresa do total do encargo é calculada com base em: (i)
valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a aproximadamente 80% do encargo TUST,
e (ii) valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação aos grandes
centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos grandes centros geradores
no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a aproximadamente 20% do
encargo TUST.
A TUSD remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica.
As concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são
utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à rede básica ou a centros de consumo.
O encargo de conexão da Companhia é pago mensalmente à ETSE (Empresa de Transmissão Serrana
S.A.) para remunerar custos de O&M da entrada de linha em 230 kV na qual se conecta a usina. No
caso do pagamento à ETAU (Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A.), este custo também é
para remunerar custos de O&M da entrada de linha em 230 kV na qual se conectava a usina (linha
provisória).
MWh (*) R$ MWh (*) R$
Contratos bilaterais 211.072 46.161 296.802 58.256
Mercado de curto prazo (MCP) 60.732 13.047 60.893 2.301
Mecanismo de realocação de energia (MRE) 118.971 2.012 129.954 2.089
(-) Crédito de PIS (813) (1.038)
(-) Crédito de COFINS (3.746) (4.781)
390.775 56.661 487.649 56.827
2019 2018Energia elétrica comprada
Tust 10.778 9.324
Tusd 48 37
Encargos de conexão 148 274
(-) Crédito de PIS (180) (158)
(-) Crédito de COFINS (830) (726)
9.964 8.751
2019 2018
65
24. RESULTADO FINANCEIRO
25. DEMONSTRAÇÕES DA APURAÇÃO DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
A reconciliação entre a despesa de imposto de renda e de contribuição social pela alíquota nominal e
pela efetiva está demonstrada a seguir:
A empresa apresentou prejuízo fiscal no último trimestre de 2019, por conseguinte não houve
pagamento de Juros sobre Capital Próprio no período e tão pouco foram apurados tributos correntes
no ano. O aumento nos tributos diferidos é decorrente da provisão de perda de linha de transmissão
que serão desligadas e removidas.
2019 2018
Receitas
Aplicações financeiras 2.312 2.078
Variações monetárias 266 240
Depósitos judiciais 266 240
Outras receitas financeiras 111 458
2.689 2.776
Despesas
Juros sobre empréstimos e financiamentos (27.955) (31.849)
Variações monetárias (14.044) (1.590)
Atualização do uso do bem público (UBP) (12.406) (270)
Indenização socioambiental (21) (6)
Provisões para riscos (1.617) (1.314)
PIS e COFINS (131) (133)
Carta fiança (48) (16)
Comissões (19) (27)
Ajuste a valor presente (UBP) 9.910 (258)
Outras despesas financeiras (165) (168)
(32.452) (34.041)
(29.763) (31.265)
IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total
Lucro contábil antes do IRPJ e CSLL 19.735 29.826
Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 34% 25% 9% 34%
IRPJ e CSLL a alíquota pela legislação (4.934) (1.776) (6.710) (7.457) (2.684) (10.141)
Ajustes para cálculo pela alíquota efetiva
Juros sobre capital próprio - - - 2.000 720 2.720
Outros 50 18 68 45 (16) 29
IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado (4.884) (1.758) (6.642) (5.412) (1.980) (7.392)
IRPJ e CSLL correntes - - - 4.982 1.825 6.807
IRPJ e CSLL diferidos 4.884 1.758 6.642 430 155 585
Total IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado 4.884 1.758 6.642 5.412 1.980 7.392
Alíquota efetiva 24,7% 8,9% 33,7% 18,1% 6,6% 24,8%
2019 2018
66
26. LUCRO POR AÇÃO
O cálculo básico e diluído de lucro líquido por ação é feito através da divisão do lucro líquido do
exercício, atribuído aos detentores de ações ordinárias da Companhia, pela quantidade média
ponderada de ações ordinárias disponíveis durante o exercício.
O quadro a seguir apresenta os dados de resultado e ações utilizados no cálculo dos lucros básico e
diluído por ação:
27. INSTRUMENTOS FINANCEIROS
As operações da Companhia compreendem a geração e a venda de energia elétrica para companhias
distribuidoras e clientes livres. As vendas são efetuadas através dos denominados “contratos
bilaterais”, assinados em período posterior ao da privatização da Companhia, que determinam a
quantidade e o preço de venda da energia elétrica. O preço é reajustado anualmente pela variação do
IGP-M e/ou IPCA. Eventuais diferenças entre a quantidade de energia gerada, energia alocada e o
somatório das quantidades vendidas através de contratos são ajustadas através das regras de mercado
e liquidadas no âmbito da CCEE. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da
Companhia.
Nos contratos fechados no mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, a
Companhia, através da área de crédito, efetua a análise de crédito e define os limites e garantias que
serão requeridos.
Todos os contratos têm cláusulas que permitem a Companhia cancelar o contrato e a entrega de
energia no caso de não cumprimento dos termos do contrato.
Instrumentos financeiros no balanço patrimonial
A Companhia participa de operações que envolvem instrumentos financeiros, todos registrados em
contas patrimoniais, com o objetivo de reduzir a exposição a riscos de mercado e de moeda. A
Administração desses riscos, bem como dos respectivos instrumentos, é realizada por meio de
definição de estratégias e estabelecimento de sistemas de controle, minimizando a exposição em suas
operações.
Os principais instrumentos financeiros da Companhia estão representados por:
2019 2018
Numerador
(Prejuízo) / lucro líquido do exercício atribuído aos acionistas da Companhia
Acionistas controladores (13.093) 22.434
(13.093) 22.434
Denominador (Média ponderada de números de ações)
Ações ordinárias 563.765 563.765
(Prejuízo) / lucro líquido básico e diluído por ação
Ações ordinárias (0,02322) 0,03979
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A Companhia não realizou operações com derivativos nos exercícios de 2019 e 2018. Também não há
exposição a variações cambiais e em moeda estrangeira, por não manter tais operações.
28. SEGUROS
A CTG Brasil mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o grau de risco para cobrir eventuais perdas significativas sobre os ativos e/ou responsabilidades sua e de suas controladas. As principais coberturas, conforme apólices de seguros são:
(*) Não auditados pelos auditores independentes
29. COMPROMISSOS
Contratos de compra e venda de energia elétrica
A Companhia possui contratos bilaterais para venda de energia do ACR até o ano de 2044 e para o
ACL os contratos são negociados a curto prazo (em até um ano)
Ativos financeiros
Caixa e equivalentes de caixa Custo Amortizado Nível 1 5 27.587 27.587 17.717 17.717
Clientes Custo Amortizado Nível 2 6 41.857 41.857 43.839 43.839
Aplicações financeiras vinculadas Custo Amortizado Nível 2 9 13.624 13.624 15.327 15.327
83.068 83.068 76.883 76.883
Passivos financeiros
Fornecedores Custo Amortizado Nível 2 12 14.412 14.412 2.421 2.421
Encargos setoriais Custo Amortizado Nível 2 13 5.884 5.884 5.286 5.286
Financiamentos Custo Amortizado Nível 2 15 322.293 322.293 349.227 349.227
Uso do Bem Público (UBP) Custo Amortizado Nível 2 16 8.094 8.094 6.561 6.561
Juros sobre capital próprio (JSCP) Custo Amortizado Nível 2 19 6.800 6.800 6.800 6.800
Dividendos Custo Amortizado Nível 2 18 - - 5.328 5.328
357.483 357.483 375.623 375.623
Natureza Classificação Hierarquia do
valor justo Valor a
mercado
2019 2018
Valor
contábil
Valor a
mercado
Valor
contábil
Nota
Apólices Vigência Limite máximo de indenização
em R$ milhares (*)
Risco operacional 04/08/2019 a 04/08/2020 2.000.000
Responsabilidade civil 04/08/2019 a 04/08/2020 150.000
Lucro cessante 04/08/2019 a 04/08/2020 1.140.712
Responsabilidade civil ambiental 04/08/2019 a 04/08/2021 110.000
Responsabilidade civil para diretores e executivos 08/12/2019 a 08/12/2020 150.000
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MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO
Conselho de Administração
Yinsheng Li
Presidente
Yujun Liu
Conselheiro
Evandro Leite Vasconcelos
Conselheiro
Carlos Alberto Rodrigues de Carvalho
Conselheiro
Diretoria
Aljan de Abreu Machado
Diretor
Anderson Vitor Pereira Tonelli
Diretor
Cesar Teodoro
Diretor
Rodrigo Teixeira Egreja Lucas Morato Teixeira
Diretor de Controladoria Contador - MG-080486/O-7
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SIGLAS
(ACL) Ambiente de Contratação Livre
(ACR) Ambiente de Contratação Regulada
(ANEEL) Agência Nacional de Energia Elétrica
(APP) Áreas de preservação permanente
(BNDES) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(CCEAR) Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado
(CCEE) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CDB) Certificado de depósito bancário
(CDI) Certificado de Depósito Interbancário
(CEG) Código Único de Empreendimento de Geração
(CFC) Conselho Federal de Contabilidade
(CFURH) Compensação financeira de recursos hídricos
(COFINS) Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
(CPC) Comitê de Pronunciamentos Contábeis
(CSLL) Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
(CVM) Comissão de Valores Mobiliários
(DBA) Dia das Boas Ações
(ECLD) Estimativa para créditos de liquidação duvidosa
(ETAU) Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A.
(ETSE) Empresa de Transmissão Serrana S.A.
(FATMA) Fundação do meio ambiente de Santa Catarina
(GSF) Generation Scaling Factor - Fator de Ajuste da Garantia Física
(IASB) International Accounting Standards Board
(IBGE) Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
(IFRS) International Financial Reporting Standards
(IGP-M) Índice Geral de Preço do Mercado
(IPCA) Índice de Preços ao Consumidor Amplo
(IRPJ) Imposto de Renda de Pessoa Jurídica
(IRRF) Imposto de Renda Retido na Fonte
(ISP) Índice de Segurança Preventiva
(JSCP) Juros sobre o capital próprio
(MAC) Mecanismo Auxiliar de Cálculo
(MASS) Meio Ambiente, Saúde e Segurança
(MCP) Mercado de Curto Prazo
(MME) Ministério de Minas e Energia
(MRE) Mecanismo de Realocação de Energia
(ON) Ações Ordinárias
(ONS) Operador Nacional do Sistema
(P&D) Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento
(PAE) Plano de Ação de Emergência
(Paerc) Parque Ambiental Estadual Rio Canoas
(PIB) Produto Interno Bruto
(PIS) Programa de Integração Social
(PLD) Preço de Liquidação das Diferenças
(PRE) Plano de Resposta a Emergências
(PSB) Plano de Segurança de Barragens
(SGT) Sistema de Gestão Territorial
(SIN) Sistema Interligado Nacional
(SMARS) Seminário Brasileiro de Meio Ambiente e Responsabilidade Social do Setor Elétrico
(SNUC) Sistema Nacional de Unidades de Conservação
(SOSEm) Sistema de Operação em Situação de Emergência
(TAC) Termo de Ajuste de Conduta
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(TFSEE) Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica
(TJLP) Taxa de Juros de Longo Prazo
(Tust) Tarifa de Uso de Sistema de Transmissão
(UBP) Uso do bem público
(UGC) Unidade Geradora de Caixa
(UHE) Usina Hidrelétrica
![Manual de uso e instalação Geradora[1]](https://img.document.onl/doc/110x75/5571fa43497959916991b4c0/manual-de-uso-e-instalacao-geradora1.jpg)
