1 - EDP Energias do Brasil
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1. CONTEXTO OPERACIONAL A ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSA é uma sociedade anônima, de capital aberto, controlada a partir de outubro de 2002 pelo Grupo Eletricidade de Portugal S.A. - EDP, através da IVEN S.A. Destinada a explorar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, a concessionária tem suas atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, vinculada ao Ministério das Minas e Energia. Participa como acionista majoritária da empresa MAGISTRA PARTICIPAÇÕES S.A., que detém o controle acionário da EMPRESA ENERGÉTICA DE MATO GROSSO DO SUL S.A. - ENERSUL – concessionária dos serviços de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, que atua no Estado do Mato Grosso do Sul e o controle integral da CASTELO ENERGÉTICA S.A. - CESA, empresa constituída para atuar no aproveitamento de recursos hidráulicos, de geração térmica e linhas de transmissão. A ESCELSA participa, ainda, como acionista majoritária da TV A CABO VITÓRIA S.A. – TVIX, que se encontra com suas atividades operacionais em descontinuidade, que tinha como objetivo atuar no ramo de TV por assinatura e afins para condomínios residenciais nos municípios de Vitória e Vila Velha – ES. e tem o controle integral da ESCELSA PARTICIPAÇÕES S.A. – ESCELSAPAR, que atua na prestação de diversos serviços de tecnologia de informações. As informações trimestrais consolidadas compreendem os balanços patrimoniais e as demonstrações do resultado de suas controladas MAGISTRA, TVIX e ESCELSAPAR. 2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS As demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, conjugadas com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e instruções da Comissão de Valores Mobiliários – CVM. Essas práticas são consistentes com as adotadas nas demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2003, publicadas em 19 de março de 2004. 3. EQUIVALENTES A CAIXA 3.1 DISPONIBILIDADES Do saldo consolidado em 30 de setembro de 2004, no montante de R$ 55.503, provem da controlada ENERSUL decorrente da alienação da turbina da UTE Campo Grande (vide nota 10) no valor de R$ 43.182, equivalente a US$ 15.100 mil dólares norte-americanos, depositado no Banco do Brasil – Agência de New York. Esta disponibilidade será imediatamente internalizada tão logo estejam cumpridas as exigências legais do Banco Central do Brasil. 3.2 TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS A composição da carteira é a seguinte: CONTROLADORA INSTITUIÇÃO FINANCEIRA Banco Pactual S.A ........................................................... Banco BBA Creditanstalt S.A........................................... Banco BBA Creditanstalt S.A........................................... Citibank S.A...................................................................... BRADESCO S.A............................................................... Outros.............................................................................. TIPO NBC-E NBC-E NBC-E Fundos Investimentos CDB Outros VENCIMENTO 16/11/2006 12/10/2006 16/11/2006 Liquidez Imediata 10/04 a 09/07 Liquidez Imediata 09/04 102.019 84.366 4.181 2.547 113 193.226 06/04 107.468 89.411 5.095 4.889 2.580 110 209.553 CONSOLIDADO INSTITUIÇÃO FINANCEIRA TIPO VENCIMENTO Banco Pactual S.A ........................................................... NBC-E 16/11/2006 102.019 107.468 Banco BBA Creditanstalt S.A........................................... NBC-E 12/10/2006 84.366 89.411 Banco BBA Creditanstalt S.A........................................... NBC-E 16/11/2006 4.181 5.095 Citibank S.A...................................................................... Conta remunerada Liquidez Imediata 18 1.080 Banco Brasil S.A.............................................................. Fundos Investimentos Liquidez Imediata 13.270 6.628 Citibank S.A...................................................................... BRADESCO S. A.............................................................. Fundos Investimentos CDB Liquidez Imediata 08/04 a 06/05 5.050 4.889 4.991 Outros.............................................................................. Outros Liquidez Imediata 09/04 06/04 746 532 209.650 220.094 Os títulos e valores mobiliários são representados, basicamente, por títulos públicos federais ( NBC-E ), que rendem juros e variação cambial, sendo reconhecida provisão para desvalorização ao valor de mercado, quando aplicável, e estão registrados no circulante, devido à sua liquidez no mercado. 4. CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS CONTROLADORA CIRCULANTE Total Saldos Vencidos até Vencidos há Vincendos 90 dias mais de 90 dias 09/04 06/04 CONSUMIDORES Residencial..................................................... 32.028 19.756 837 52.621 54.643 Industrial......................................................... 42.349 4.051 3.305 49.705 44.804 Comércio, serviços e outras atividades.......... 20.500 6.108 3.328 29.936 30.479 Rural............................................................... 7.709 1.887 611 10.207 9.468 Federal........................................................ 645 211 313 1.169 1.274 Estadual...................................................... 1.275 612 341 2.228 2.340 Municipal..................................................... 1.893 1.460 828 4.181 4.974 Iluminação pública.......................................... 3.869 2.089 3.980 9.938 8.946 Serviço público............................................... 3.020 155 84 3.259 3.155 35.730 Poder público: Ativo regulatório Perdas......................................................... 35.931 - - 35.931 Energia livre................................................. 3.612 - - 3.612 7.217 Parcelamentos de débitos.............................. 19.054 - - 19.054 18.521 Outros créditos............................................... 13.527 - - 13.527 12.121 185.412 36.329 13.627 235.368 233.672 - 3.489 3.020 CONCESSIONÁRIAS Suprimento - Convencional............................. 3.489 - Suprimento - Curto prazo................................ 116 - 2 118 144 3.605 - 2 3.607 3.164 - - 840 315 189.857 36.329 13.629 239.815 237.151 Perdas.......................................................... 72.693 - - 72.693 78.569 Energia livre.................................................. 68.736 - - 68.736 60.055 141.429 - - 141.429 138.624 ENCARGOS DE USO DA REDE ELÉTRICA TOTAL 840 REALIZÁVEL A LONGO PRAZO CONSUMIDORES Ativo regulatório TOTAL CONSOLIDADO Saldos Vencidos até Vencidos há Vincendos 90 dias mais de 90 dias Total 09/04 06/04 CONSUMIDORES Residencial..................................................... 57.911 35.612 5.582 99.105 98.807 Industrial......................................................... 55.428 6.269 4.645 66.342 61.803 Comércio, serviços e outras atividades.......... 38.036 13.161 10.865 62.062 56.836 Rural............................................................... 11.956 5.360 1.394 18.710 16.210 Federal........................................................ 2.061 775 788 3.624 3.434 Estadual...................................................... 3.590 648 343 4.581 4.276 Municipal..................................................... 4.574 3.305 2.689 10.568 10.243 Iluminação pública.......................................... 9.706 3.590 7.796 21.092 18.464 Serviço público............................................... 5.497 1.383 203 7.083 5.512 Perdas......................................................... 59.225 - - 59.225 58.756 Energia livre................................................. 13.735 - - 13.735 17.223 Parcelamentos de débitos.............................. 34.859 1.178 3.723 39.760 41.466 Provisão reposionamento tarifário.................. 45.623 - - 45.623 37.536 Outros créditos............................................... 28.237 1.283 356 29.876 26.529 370.438 72.564 38.384 481.386 457.095 - Poder público: Ativo regulatório CONCESSIONÁRIAS Suprimento - Convencional............................. 3.749 - Suprimento - Curto prazo................................ 485 - Outros............................................................ (22) - 4.212 ENCARGOS DE USO DA REDE ELÉTRICA 3.251 487 511 2 (22) 4.214 - - 103 3.865 - - 1.803 1.138 376.453 72.564 38.386 487.403 462.098 Perdas.......................................................... 116.381 - - 116.381 125.692 Energia livre.................................................. 87.693 - - 87.693 80.565 Suprimento - Curto prazo................................ 3.068 - - 3.068 3.068 Provisão reposionamento tarifário.................. 25.274 - - 25.274 25.937 8.195 - - 8.195 8.479 240.611 - - 240.611 243.741 TOTAL 1.803 3.749 2 REALIZÁVEL A LONGO PRAZO CONSUMIDORES Ativo regulatório Outros créditos............................................... TOTAL 4.1 – Mercado Atacadista de Energia – MAE A Companhia tem registrado no ativo o montante de R$ 118 mil (R$ 3.555 mil – Consolidado) e, no passivo o total de R$ 366 mil (R$ 1.064 mil – Consolidado), relativos às transações de venda, compra de energia e encargo de serviço de sistema, realizados no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE. Parte desses valores estão sujeitos a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por empresas do setor, relativos a interpretação de regras do mercado em vigor. CONTROLADORA ATIVO CONSOLIDADO PASSIVO ATIVO PASSIVO ENCARGO DE ENCARGO DE SERVIÇO Saldo em 30 de junho de 2004 Acréscimos Liquidações Saldo em 30 de setembro de 2004 SERVIÇO VENDA COMPRA DE SISTEMA VENDA COMPRA DE SISTEMA 144 173 280 3.581 349 408 - 193 (26) 118 366 (280) - (26) 3.555 461 519 (196) (477) 614 450 4.2 – Revisão Tarifária 4.2.1- ESCELSA Em 6 de agosto de 2004, a ANEEL publicou a Resolução Homologatória nº 191, de 5 de agosto de 2004, que fixou as tarifas da ESCELSA, para vigir no período de 7 de agosto de 2004 a 6 de agosto de 2005, com reajuste médio de 4,96%. Este índice de reajuste já está deduzido de 5,11%, devido a ANEEL ter arbitrado e tomado definitivo uma base de remuneração, inferior à que foi utilizada como provisória na revisão de agosto de 2001. Com essa nova base o reajuste à época que fora de 19,89% passou para 17,80%. Esta redução de percentuais foi aplicada às vendas ocorridas de 7 de agosto de 2001 a 6 de agosto de 2004, apurando-se uma diferença que provocou um efeito de R$ 56.720, equivalente à dedução de 5,11% no reposicionamento tarifário de 6 de agosto de 2004. De conformidade com os termos do artigo 8º, o valor do ajuste deverá ser devolvido aos consumidores da ESCELSA, tendo sido especificado no item 60, da Nota Técnica nº 135/2004-SRE/ANEEL, que a materialização dessa devolução dar-se-á em 12 (doze) meses. Dessa forma a redução de 5,11% vigirá até o próximo reajuste previsto para 7 de agosto de 2005. A seguir, demonstramos os efeitos decorrentes do reconhecimento líquido dos tributos (PIS,COFINS,Contribuição social e Imposto de renda) cujo registros estão contabilizados no ativo circulante na rubrica “Outros Créditos”.. CONTROLADORA HISTÓRICO ATIVO Provisão: PASSIVO RESULTADO - Redução Tarifária PIS COFINS Contribuição social Imposto de renda Realização: Redução Tarifária PIS COFINS Contribuição social Imposto de renda Saldo em 30 de setembro de 2004 936 4.311 4.633 12.868 (56.720) - 56.720 (936) (4.311) 4.633 12.868 (118) (542) (582) (1.617) 19.889 7.126 (49.594) (7.126) 118 542 582 1.617 64.707 4.2.2 – ENERSUL Em 8 de abril de 2004 a ANEEL publicou a Resolução Homologatória nº 73, de 7 de abril de 2004, alterando a revisão tarifária periódica da controlada ENERSUL, ocorrida em abril de 2003, mudando o percentual de reposicionamento, que passou de 42,26% para 43,59% e o Fator X que passou de 2,35% para 1,35%. Nesta Resolução a ANEEL manteve o parcelamento do reposicionamento tarifário, tal como havia sido definido em 2003, segundo aquela Agência Reguladora, para atender ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão de Distribuição da ENERSUL, conforme a seguir: a) b) No primeiro ano, as tarifas de fornecimento de energia elétrica foram reposicionadas com base no Índice de Reajuste Tarifário - IRT de 32,47%; e Nos reajustes tarifários - RT anuais a serem homologados para os anos de 2004 a 2007, serão acrescidos à Parcela B, a diferença entre IRT e o RT. Considerando o item “b” acima, a ENERSUL provisionou neste trimestre, a receita e tributos decorrentes, no montante de R$ 14.786 e iniciou em abril de 2004 a recuperação via tarifa, recuperando no trimestre o montante de R$ 7.362, estando os saldos destes ativos apresentados na linha “Provisão reposicionamento tarifário”, cuja movimentação no período foi a seguinte: CIRCULANTE LONGO PRAZO Saldo em 30 de junho de 2004 37.536 25.937 Recuperação via tarifa Transferências Constituição (7.362) 15.449 - (15.449) 14.786 Saldo em 30 de setembro de 2004 45.623 25.274 5. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICO O Acordo Geral do Setor Elétrico ao qual a Companhia aderiu em 20 de dezembro de 2001, estabeleceu condições para solução de controvérsias contratuais e administrativas e eliminando a possibilidade de ocorrência de litígios judiciais ou extrajudiciais sobre questões relativas ao período de racionamento. Os principais pontos do Acordo são listados a seguir: Declaração de Desistência/Renúncia; Acordo de Compra de Sobras Líquidas Contratuais; Acordo de Reembolso de Energia Livre; Termos Aditivos aos Contratos Iniciais; e Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Com base na Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e demais regras legais aderentes, a Companhia efetuou levantamento do montante de recomposição tarifária extraordinária aplicável a todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica, com o objetivo de neutralizar os efeitos de perda de margem decorrentes do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica – PERCEE, que vigiu no período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002. Paralelamente, na mesma linha das demais distribuidoras de energia elétrica, a Companhia apurou as variações mensais de custos, adicionais, não gerenciáveis pelas empresas (Parcela “A”), relacionando, ainda, as parcelas de custo adicional com a compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE (“Energia Livre”), a serem repassados para as geradoras. Através das Resoluções ANEEL nºs 480 e 481 (relativas à perda de margem), 482 (relativa à Parcela “A”) e 483 (relativa à Energia Livre), todas de 29 de agosto de 2002, foram aprovados os valores relativos à recomposição de receita, cujas tarifas extraordinárias foram as seguintes: 2,9% para clientes residenciais (exceto baixa renda), rurais e iluminação pública; e 7,9% para os demais clientes. A Resolução Normativa ANEEL nº 1, de 12 de janeiro de 2004, fixou novos prazos de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE (Perdas e Energia Livre), alterando o prazo de recuperação de 70 para 69 meses (82 para 73 meses - ENERSUL), contados a partir de dezembro de 2001. De acordo com estudos elaborados pela Administração, a Companhia projeta a plena recuperação desses ativos, no prazo máximo estabelecido, razão pela qual não foram constituídas provisões para perdas. 5.1 – Recuperação de perdas de receita de fornecimento de energia elétrica As perdas apuradas, componentes da RTE, tiveram a seguinte movimentação no período: CONTROLADORA Circulante Longo prazo Saldo em 30 de junho de 2004................ Recuperação via tarifa.............................. Transferências.......................................... Remuneração SELIC................................ Saldo em 30 de setembro de 2004.......... 35.730 (9.084) 9.285 35.931 CONSOLIDADO Circulante Longo prazo 78.569 (9.285) 3.409 72.693 58.756 (15.042) 15.511 59.225 125.692 (15.511) 6.200 116.381 Os valores foram registrados na rubrica “Consumidores e concessionárias”, do ativo circulante e realizável a longo prazo. 5.2 - Energia Livre Refere-se à energia elétrica gerada e não vinculada a contratos iniciais ou equivalentes. Por força do Acordo de Reembolso de Energia Livre, os geradores, amparados pelo art. 2º da Lei nº 10.438, efetuaram durante o período do PERCEE o pagamento da energia livre a eles alocada pelo MAE, a preços de mercado (preço MAE), conforme as regras pré - estabelecidas. As distribuidoras, alcançadas pela Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, reembolsarão os geradores pela diferença entre o Preço MAE e o valor de R$ 49,26 por MWh. Os valores relativos a este reembolso foram apurados por meio de contabilização no MAE e rateados entre os distribuidores de forma proporcional ao consumo individual verificado no âmbito do Sistema Elétrico Interligado Nacional, inerente ao mercado de energia elétrica. O montante dessa energia elétrica está sendo objeto de ressarcimento aos geradores, e está sendo cobrada em conjunto com a Recomposição Tarifaria Extraordinária RTE no prazo de 69 meses (73 para Enersul) com a seguinte composição: CONTROLADORA HISTÓRICO Saldo em 30 de junho de 2004 Recuperação via tarifa Transferências CIRCULANTE CONSOLIDADO LONGO PRAZO 7.217 60.055 (3.617) 12 CIRCULANTE (12) LONGO PRAZO 17.223 80.565 (6.205) 2.717 (2.717) Energia recuperável - 5.886 - 5.886 Remuneração SELIC - 2.807 - 3.959 3.612 68.736 13.735 87.693 Saldo em 30 de setembro de 2004 Os valores foram registrados na rubrica “Consumidores e concessionárias”, do ativo circulante e realizável a longo prazo, com contrapartida na conta de “Receita Não Faturada”. Para o mesmo montante foi registrada uma exigibilidade (crédito) no passivo circulante e exigível a longo prazo na conta de “Fornecedores de energia elétrica”, com o conseqüente débito à conta de resultado “Energia comprada para revenda-curto prazo”. 5.3 - Variação de itens da Parcela “A” Os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica estabelecem, na composição das tarifas praticadas pelas concessionárias, valores para cada item de custos exógenos, imputáveis à despesa operacional, integrantes da variável denominada de Parcela “A”, da fórmula do “Índice de Reajuste Tarifário – IRT”, demonstrados a seguir: Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; Tarifa de uso das instalações de transmissão, integrantes da rede básica; Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos; Encargos de Serviços de Sistema – ESS; Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais; Quota de Reserva Global de Reversão – RGR; Taxa de Fiscalização de serviço de energia elétrica; Encargos de conexão; e Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Com o advento das Medidas Provisórias nº 2.227 e nº 14, (convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2004) de 4 de setembro de 2001 e 21 de dezembro de 2001, respectivamente e da Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, foi instituída uma conta gráfica, para registro da compensação de diferenças, positivas ou negativas, entre o valor de cada item, desde a data do último reajuste tarifário e a de seu efetivo pagamento. O saldo apurado está sendo acrescido de remuneração financeira baseada na taxa SELIC. Os registros foram realizados nas rubricas do ativo realizável a longo prazo titulados como “Despesas pagas antecipadamente”, que tiveram contrapartidas as contas de “Gastos operacionais”, por natureza respectiva. 5.3.1 – Parcela “A” Os valores da parcela “A”, que serão recuperados após o final do saldo da RTE (Perda e Energia Livre), apurados no período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, computados na recomposição tarifária extraordinária, apresentam os seguinte saldos: CONTROLADORA CONSOLIDADO Saldo em 30 de junho de 2004 Longo Prazo 62.273 103.366 Remuneração SELIC....................................... Saldo em 30 de setembro de 2004 2.417 64.690 4.012 107.378 A Resolução ANEEL nº 1, de 12 de janeiro de 2004, introduziu alteração no procedimento relativo à recuperação da Parcela A, tendo conferido a extensão do período de vigência da RTE, pelo prazo necessário para atingir o montante homologado, com a utilização do mesmo mecanismo, ou seja, aplicação de tarifário extraordinário. 5.3.2 – Conta de variação da parcela “A” - CVA Os valores registrados como variações dos itens da parcela “A” – CVA, não vinculados à recuperação tarifária extraordinária, apurados a partir de 26 de outubro de 2001, estão registrados na despesas pagas antecipadamente compostos da seguinte forma: ATIVO CIRCULANTE Despesas pagas antecipadamente - CVA............ (-) CVA passivo.................................................. REALIZÁVEL A LONGO PRAZO Despesas pagas antecipadamente - CVA............ Outros PIS/COFINS majoração de alíquota (*)..... (-) CVA passivo................................................... Parcela "A"......................................................... (*) CONTROLADORA 09/04 06/04 CONSOLIDADO 09/04 06/04 68.379 (31.633) 36.746 59.550 (29.791) 29.759 110.086 (41.531) 68.555 102.021 (39.821) 62.200 42.220 23.095 (12.038) 53.277 64.690 46.757 (12.467) 34.290 62.273 55.573 43.550 (16.143) 82.980 117.378 68.282 (17.616) 50.666 103.366 117.967 96.563 200.358 154.032 A partir de dezembro de 2002 houve a majoração da alíquota do PIS que passou de 0,65% para 1,65% e, a partir de fevereiro de 2004, da COFINS, passando de 3% para 7,6%. Essa majoração veio acompanhada do princípio de não cumulatividade desses tributos. A ANEEL não reconheceu a majoração das alíquotas desses tributos na tarifa de energia elétrica, cujos sobrecustos a Companhia vinha contabilizando como despesa do PIS/COFINS. Com base no Oficio n.º 1482/2004 – SFF/SRE/ANEEL de 6 de setembro de2004 a Companhia constituiu ativo regulatório do valor apurado entre as alíquotas e sistemática anteriores com as atuais alíquotas e o princípio da não cumulativade, desde as datas de suas majorações. De acordo com as disposições da Portaria Interministerial nº 116, de 4 de abril de 2003, o saldo da CVA será incorporado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica nos 24 meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual que ocorrer entre 8 de abril de 2004 e 7 de abril de 2005. A postergação abrange, no caso da ESCELSA, o saldo do período de agosto de 2002 a julho de 2003 e, da ENERSUL, ao período de abril de 2002 a março de 2003, acrescido do montante a ser apurado nos 12 meses subseqüentes aos reajustes de agosto de 2003 e abril de 2003, respectivamente. O demonstrativo da CVA homologada e em formação é como segue: CONTROLADORA CVA Homologada Em formação CONSOLIDADO 09/04 06/04 09/04 06/04 57.165 49.665 94.826 93.583 32.858 14.384 60.709 19.283 90.023 64.049 155.535 112.866 5.4 – Encargo de Capacidade Emergencial Instituído pela Medida Provisória nº 14 de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº10.438 de 26 de abril de 2002, tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potencia de energia elétrica, pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.As concessionárias distribuidoras de energia elétrica são responsáveis pelo faturamento desse encargo tarifário que atinge a todas as classes consumidoras, exceto residencial classificada como baixa renda, tomando por base o consumo individual verificado. A cobrança do encargo, na base de R$ 0,0085/kWh é integralmente repassado à CBEE, líquido dos tributos gerados. 5.5 – Remuneração SELIC De acordo com a legislação em vigor, os saldos de RTE, Energia Livre e CVA são remunerados com base na taxa de juros SELIC, reconhecidos no resultado o montante de R$ 35.213 para o período findo em 30 de setembro de 2004 ( R$ 37.198 em 30 de setembro de 2003) na controladora e R$ 51.267 em 30 de setembro de 2004 ( R$ 75.852 em 30 de setembro de 2003) no consolidado. 6. CONSUMIDORES DE BAIXA RENDA A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse residencial baixa renda, da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80kWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e 220 kWh. Em decorrência da nova classificação, a concessionária procedeu ao levantamento das perdas de receita, tendo sido apurado e realizado o montante de R$ 18.172 em 30 de setembro de 2004 (R$ 15.359 em 30 de setembro de 2003) na controladora e R$ 27.042 (R$ 21.929 em 30 de setembro de 2003) no consolidado, excluído o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e sobre Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação – ICMS. Em decorrência do Parecer Normativo nº 03/2003, publicado no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo, em 24 de novembro de 2003, emitido pela Secretaria de Estado da Fazenda do Estado do Espírito Santo, que declara tributável, pelo ICMS, a parcela subvencionada pelo Governo Federal, excedente ao consumo residencial isento pela legislação estadual do ICMS (de 50 KWh/mês), a Administração, por prudência, realizou, em dezembro de 2003, o provisionamento do provável passivo tributário de R$ 10.351 (R$ 13.840 no consolidado), a débito da despesa operacional com tributos. Com a edição do Convênio ICMS 78/04, publicado no Diário Oficial da União de 30 de setembro de 2004, os Estados do Espírito Santo e Mato Grosso do Sul, dentre outros, ficaram autorizados a dispensarem o ICMS devido, relativo às parcelas de subvenção que relaciona com as operações de fornecimento de energia elétrica a consumidores enquadrados na subclasse residencial baixa renda, para o período de 1.º de maio de 2002 a 29 de fevereiro de 2004. Dessa forma, a Administração promoveu a reversão da provisão do passivo tributário de R$ 10.351 (R$ 14.941 no consolidado). 7. TRIBUTOS A COMPENSAR CONTROLADORA TRIBUTOS A COMPENSAR Imposto de renda retido na fonte 09/04 CONSOLIDADO 06/04 09/04 06/04 858 584 17.324 9.816 IRPJ a recuperar 4.284 3.467 4.590 4.027 Contribuição Social s/Lucro Líquido 2.909 2.369 7.057 3.008 - - 868 759 PIS a recuperar COFINS a recuperar ICMS a recuperar Imposto de renda remessa para o exterior Outros 6 6 499 8.104 5.889 - - 2.675 2.675 39 396 376 1.007 9.097 7.315 41.000 525 26.705 8. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÕES DIFERIDAS Os créditos fiscais a seguir detalhados, incidentes sobre o prejuízo fiscal, base negativa de contribuição social e outros valores que constituem diferenças temporárias, que serão utilizados para redução de carga tributária futura, foram reconhecidos tomando-se por base o histórico de rentabilidade da companhia e a expectativa de geração de lucros tributáveis nos próximos exercícios, no prazo máximo de 10 anos. Em decorrência das regras impostas pela Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002, a Companhia deixou de realizar o registro de novos créditos, a partir de 1º de julho de 2002, nos montantes de R$ 108.705 na controladora e R$ 143.689 no consolidado em 30 de setembro de 2004. Cumpridas estas premissas, foram determinados os seguintes valores dos ativos fiscais apropriáveis: ATIVO Prejuízo fiscal................................................ CONTROLADORA 09/04 06/04 CONSOLIDADO 09/04 06/04 285.384 287.910 685.601 684.948 26.056 30.451 77.658 1.576 135.741 26.056 30.451 77.658 1.576 135.741 52.430 30.451 93.729 1.576 178.186 52.430 30.451 93.726 1.576 178.183 Alíquota.......................................................... 421.125 25% 423.651 25% 863.787 25% 863.131 25% Imposto de renda 105.281 105.913 215.947 215.783 Base negativa de contribuição social............ 374.315 376.498 716.584 667.842 26.056 30.451 31.519 1.579 89.605 26.056 30.451 31.519 1.579 89.605 52.430 30.451 31.519 1.579 115.979 52.430 30.451 31.519 1.579 115.979 463.920 8% 466.103 8% 832.563 8% 783.821 8% 37.114 37.288 66.605 62.706 142.395 143.201 282.552 278.489 Adições temporárias Natureza Trabalhistas e Civeis..................... Benefícios Pós Emprego.............................. Natureza Fiscal ............................................ Outras adições.............................................. Adições temporárias Natureza Trabalhistas e Civeis..................... Benefícios Pós Emprego.............................. Natureza Fiscal............................................. Outras adições.............................................. Alíquota.......................................................... Contribuição social Realizável a longo prazo Ativo circulante 142.395 143.201 (7.608) 274.944 (7.608) 270.881 A expectativa de realização dos créditos fiscais diferidos, segregado os saldos contabilizados e não contabilizados, está demonstrada , conforme segue: Créditos contabilizados: CONTROLADORA EXPECTATIVA DE REALIZAÇÃO Imposto de Renda Contribuição Social TOTAL 2006 4.866 1.516 6.382 2007 18.906 6.780 25.686 2008 29.828 10.738 40.566 2009 51.681 18.080 69.761 105.281 37.114 142.395 CONSOLIDADO EXPECTATIVA TOTAL 2010 TOTAL DE CIRCULANTE A LONGO REALIZAÇÃO 2004 2011 PRAZO 2005 2006 2007 2008 2009 Imposto de renda 5.594 8.971 16.514 33.524 48.313 73.250 29.781 Contribuição social 2.014 3.232 5.712 12.045 17.395 26.207 - 64.591 7.608 12.203 22.226 45.569 65.708 99.457 29.781 274.944 Créditos não contabilizados: EXPECTATIVA DE REALIZAÇÃO Imposto de renda Contribuição social DE 2009 A 2011 CONTROLADORA CONSOLIDADO 78.760 97.185 29.945 46.504 108.705 143.689 A Controlada ENERSUL, com base no Parecer SRF COSIT nº 26, de setembro de 2002 e decisões das 1ª, 2ª e 6ª Superintendências Regionais da Receita Federal - SRF, defendeu, administrativamente, o direito de diferir os tributos sobre a RTE (recuperação de perdas do racionamento e energia livre) bem como da energia de curto prazo – MAE. Através da intimação nº 5, de 15 de janeiro de 2004, a Companhia foi cientificada do Acórdão nº 3.103/2003 da Delegacia da Receita Federal de Julgamento, em Campo Grande – MS, acatando o pedido de diferimento das receitas supra citadas para os tributos federais concernentes. Diante deste fato, foram reconstituídos os créditos tributários na ENERSUL, baixados em 2001, sendo reconhecidas as seguintes dívidas tributárias diferidas, as quais vem sendo realizadas. 210.353 PASSIVO Imposto de Renda Contribuição Social PIS COFINS Passivo circulante Exigível a longo prazo CONTROLADORA 09/04 06/04 53.576 29.755 20.991 12.415 74.567 74.567 CONSOLIDADO 09/04 06/04 76.991 53.120 28.986 20.788 1.937 1.861 9.060 8.706 42.170 42.170 116.974 (24.881) 92.093 84.475 (24.779) 59.696 Na controladora os passivos tributários são relativos ao diferimento de variações cambiais de acordo com o art 30, da Medida Provisória 2.158-35/2001. 9. COLIGADAS, CONTROLADAS E CONTROLADORAS CONTROLADORA ATIVO PASSIVO RESULTADO ENERGIA COMPRADA PARTE RELACIONADA MAGISTRA OUTROS CRÉDITOS 09/04 06/04 OUTROS DÉBITOS 09/04 06/04 PARA REVENDA 09/04 09/03 7 50 - - - - 1.806 750 123 103 - - ESCELSAPAR 105 68 917 95 - - CESA 316 621 - - 2.189 1.567 6.021 ENERSUL ENERTRADE OUTRAS LIGADAS - - - - 66.656 560 523 - - - - 2.794 2.012 1.040 198 68.845 7.588 CONSOLIDADO PARTE RELACIONADA ESC 90 ATIVO RESULTADO EMPRÉSTIMOS E ENERGIA COMPRADA FINANCIAMENTOS 09/04 09/04 09/03 81.482 79.321 - - - - 113.332 29.674 1.015 322 - - 82.497 79.643 113.332 29.674 ENERTRADE OUTRAS LIGADAS PARA REVENDA 06/04 9.1 - Outros créditos e outros débitos As transações sob esses títulos, referem-se, basicamente, a repasse de custos das empresas relacionadas, relativamente a atividades de cooperação administrativa e técnica. 9.2 - Energia comprada para revenda ENERTRADE Em 23 de dezembro de 2002, a ESCELSA e sua controlada indireta ENERSUL assinaram com a ENERTRADE – Comercializadora de Energia S.A., contrato de compra e venda de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2003 a 31 de dezembro de 2012, contemplando, para a Controladora 11,45 MW médios em 2003 e 52 MW médios a partir de 2004 e na ENERSUL 35 MW médios, aos preços de R$ 85,67 / MWh (ESCELSA) e R$ 80,21 / MWh (ENERSUL), aditados em 19 de fevereiro de 2003 e 20 de março de 2003, para R$ 83,73 / MWh e R$ 79,77 / MWh, respectivamente. Os preços avençados foram estabelecidos com base nas regras sobre o Valor Normativo – VN, constantes da Resolução ANEEL nº 248, de 6 de maio de 2002, aplicável aos contratos à época em que foram celebrados e submetidos a homologação e registro na ANEEL em 23 de dezembro de 2002. No curso do processo de reajuste tarifário da ESCELSA, esta tomou conhecimento da posição da ANEEL, de não aceitação do valor contratual, fixando o valor de R$ 74,79 / MWh (base: dezembro de 2002), levantado com base em Notas Técnicas emitidas pela ANEEL. No processo de revisão tarifária a ENERSUL pleiteou o repasse à tarifa, do valor de contrato atualizado para abril de 2003, ou seja R$ 104,74 / MWh, com base na legislação vigente. Entretanto, a ANEEL reconheceu como preço de repasse o valor de R$ 84,33 / MWh, equivalente a média de preços do leilão na região Sudeste para contratos de seis anos. Em 25 de abril de 2003 e 29 de agosto de 2003, a ENERSUL e a ESCELSA, respectivamente, interpuseram recursos administrativos, junto à ANEEL, onde defenderam a aplicação integral dos valores contratados, para fins de reconhecimento na tarifa, utilizando-se dos seguintes argumentos: a) No caso da ENERSUL: (i) ausência de base normativa para o reconhecimento de apenas R$ 84,33/MWh; (ii) o custo de compra de energia elétrica limitado pela metodologia do VN deve ser repassado as tarifas de energia elétrica conforme determinam as 5ª e 6ª sub-cláusulas, da cláusula nº 7, do Contrato de Concessão; b) No caso da ESCELSA: (i) não existência de referência de preços de mercado para contratos de longo prazo além do custo marginal de expansão; (ii) a equivalência do preço contratual com o VN – que se encontra abaixo do custo marginal de expansão – está conexa com a modicidade de tarifas prevista no Contrato de Concessão; e, (iii) a contratação de longo prazo confere e assegura preços estáveis e previsíveis aos consumidores finais. Através dos Ofícios nºs 1769/2003 e 1779/2003-SFF/ANEEL, de 29 de outubro de 2003, a ANEEL não aprovou os contratos da ENERSUL e da ESCELSA, confirmando o entendimento anterior de reconhecimento dos valores de R$ 79,48 / MWh na base março de 2003 e R$ 74,79 / MWh na base dezembro de 2002, para cada uma das Concessionárias, nessa ordem. A ENERTRADE submeteu a questão ao Poder Judiciário, tendo obtido decisão favorável ao seu pleito em sede ao Agravo de Instrumento nº 2004.01.00.007.806-5/DF, onde foi determinado o sobrestamento dos efeitos dos Ofícios nºs 1769/2003 e 1779/2003-SFF/ANEEL e o reconhecimento da aprovação dos Contratos para todos os fins de direito, até o pronunciamento definitivo do Poder Judiciário objeto de comunicação através da carta nº 166/ENERTRADE de 15 de março de 2004. Tal decisão foi levada ao conhecimento da ANEEL pela carta CT-PR-5/04, de 19 de março de 2004, da ENERSUL com reiteração do pedido de reconhecimento dos valores de R$ 104,69 / MWh em abril de 2003 e R$ 109,52 / MWh em abril de 2004, no processo de reajuste tarifário em curso, pedido que, até o momento, não foi objeto de resposta por parte da Agência. Em 21 de maio de 2004, no processo de Revisão Tarifária Periódica a ESCELSA, através da carta CT-PR –18/04, reiterou o pedido de repasse às tarifas dos valores do contrato, firmado em 23 de dezembro de 2002 com ENERTRADE, com fundamento na decisão proferida pelo poder judiciário que determina que a ANEEL aprove o referido contrato. As diferenças de preços em questão, até o 3º trimestre de 2004, alcançaram os montantes de R$ 7.426 mil para a ESCELSA e R$ 5.652 mil para a ENERSUL, refletidos nas despesas operacionais. Aguardam-se, destarte, as decisões administrativas dos recursos interpostos, cabendo, em caso de indeferimentos, a busca de soluções judiciais. CESA A ESCELSA possui contrato de compra e venda de energia elétrica com vigência a partir de 1º de agosto de 2001 até 25 de dezembro de 2025, contemplando 2,57 MW médios, a partir de 19 de setembro de 2001, ao preço de R$ 93,07 / MWh, aditado em 7 de agosto de 2003, para efetivar a quantidade de 2,80 MW médio, ao preço de R$ 116,12 / MWh, a partir de 25 de fevereiro de 2003, já reconhecidos na tarifa aprovada pela ANEEL. COSTA RICA ENERGÉTICA S.A. A Controlada ENERSUL possui com a Costa Rica Energética S.A. contrato de compra e venda de energia elétrica, reconhecido pela ANEEL, com vigência a partir de 1º de março de 1999, contemplando, 10,33 MW médios, aditado em 08 de abril de 2003, com o preço de R$ 89,30 / MWh. 9.3 - Empréstimos e Financiamentos No Consolidado, demonstra-se, basicamente, o saldo de operações de mútuos, realizadas entre a controlada MAGISTRA com a companhia ligada ESC90, abaixo discriminados, que foram efetuadas em bases similares à transações de financiamentos praticadas pelo mercado financeiro nacional. As condições dos dois principais mútuos são: 1º) Encargos: TJLP + 4% a.a.; Vencimento: Novembro de 2004; Saldo: R$ 6.837 (R$ 6.613 em 30 de junho de 2004) 2º) Encargos: 100% de CDI; Vencimento: diversos, até o final do exercício de 2004; Saldo: R$ 74.645 (R$ 72.708 em 30 de junho de 2004) A receita financeira da MAGISTRA com a companhia ligada ESC90, no montante de R$ 8.658 (R$ 10.634 Consolidado, em 30 de setembro de 2003) está registrado na rubrica “Outras receitas financeiras”. Como garantias foram fornecidas notas promissórias de valor correspondente a 125% do principal contratado. A Companhia não efetua transações ou acordos com empresas relacionadas em bases ou termos mais/menos favoráveis do que aqueles praticáveis com terceiros. 10. OUTROS CRÉDITOS - UTE CAMPO GRANDE Durante o exercício de 2002, a Administração da controlada ENERSUL decidiu pela alienação dos ativos integrantes do projeto de construção da UTE Campo Grande, tendo sido promovidos os levantamentos de todos os custos incorridos, incluindo-se a própria Usina Termelétrica, Subestações e Linhas de Distribuição a ela associadas. Apurados todos os custos, foi constituída provisão para redução ao valor de mercado do bem representativo – a turbina geradora da UTE - passível de realização, ajustes que atingiram R$ 71.768, sendo R$ 49.829 em 2002 e R$ 21.939 em 2003. Damos a seguir a movimentação ocorrida nos últimos trimestres de 2004: CONSOLIDADO 09/04 Saldo no início do período Pagamentos Ajuste ao valor de mercado Valor de venda Saldo no final do período 06/04 45.750 49.446 462 845 (3.916) (4.541) (42.296) - - 45.750 Em 22 de setembro de 2004, foi realizada a alienação do ativo representativo desse crédito – a turbina da UTE Campo Grande – fato que propiciou o reconhecimento fiscal do montante das provisões para redução ao valor de mercado realizadas, com reflexo no resultado do trimestre, conforme resumo a seguir: Perdas registradas até 2003 (ver Nota 19): Perdas registradas em 2004 Base para deduções (71.768) (9.345) (81.113) Créditos Fiscais Imposto de renda 20.278 Contribuição.social 7.300 Efeito no Resultado 27.578 11. INVESTIMENTOS CONTROLADORA Participações societárias: Avaliadas por equivalência patrimonial: MAGISTRA PARTICIPAÇÕES S.A...................................... TV A CABO VITÓRIA - TVIX S.A......................................... ESCELSA PARTICIPAÇÕES S.A. - ESCELSAPAR............ 06/04 938.472 (359) 467 916.845 (315) 473 938.580 917.003 - - Ágio na aquisição de investimentos: Ágio ..................................................................................... Amortização......................................................................... Outros investimentos e estudos e projetos TOTAL CONSOLIDADO 09/04 09/04 - 06/04 - - 393.618 (45.111) 393.618 (41.496) 348.507 352.122 2.598 2.593 2.664 2.653 941.178 919.596 351.171 354.775 O ágio registrado pela controlada integral MAGISTRA, decorrente do excesso do preço de compra em relação ao valor patrimonial da ENERSUL, está fundamentado em rentabilidade futura da empresa em função do prazo de concessão da ENERSUL (trinta anos) e está sendo amortizado proporcionalmente ao seu resultado, projetado e descontado a valor presente, na data da aquisição do investimento. Informações adicionais sobre os investimentos avaliados por equivalência patrimonial: MAGISTRA 09/04 TVIX ESCELSAPAR 06/04 09/04 06/04 09/04 06/04 Espécie de ações Ordinárias Ordinárias Ordinárias Ordinárias Ordinárias Ordinárias Quantidade total 473.203.348 473.203.348 1.540 1.540 1.000 1.000 Quantidade da Escelsa 473.203.348 473.203.348 1.500 1.500 1.000 1.000 Valor do capital social Valor do patrimônio líquido 668.483 938.472 668.483 916.845 1.540 (367) 1.540 (321) 2.800 467 2.800 473 Percentual de participação Valor do investimento 100% 938.472 100% 916.845 97,40% (359) 97,40% (315) 100% 467 100% 473 Resultado do exercício 58.772 20.062 (121) (75) (871) (865) Resultado da equivalência patrimonial 58.772 20.062 (118) (73) (871) (865) 12. IMOBILIZADO CONTROLADORA 09/04 06/04 EM SERVIÇO: Produção............................................. Transmissão........................................ Distribuição.......................................... Comercialização.................................. Administração...................................... Taxas anuais médias de depreciação (%) CONSOLIDADO 09/04 06./04 108.740 14.179 1.096.038 4.301 134.903 106.323 15.492 1.091.521 4.301 132.610 2,39% 3,03% 4,31% 8,43% 8,01% 270.882 14.179 2.077.293 7.971 262.320 257.694 15.492 2.078.285 7.971 265.794 1.358.161 1.350.247 4,52% 2.632.645 2.625.236 (-) DEPRECIAÇÃO Produção............................................. (67.462) (66.548) (122.875) (112.235) Transmissão........................................ (6.785) (7.496) (6.785) (7.496) Distribuição.......................................... (455.971) (445.089) (856.042) (843.733) Comercialização.................................. (3.234) (3.147) (4.279) (4.105) Administração...................................... (71.687) (69.262) (133.770) (132.251) (605.139) (591.542) (1.123.751) (1.099.820) 753.022 758.705 1.508.894 1.525.416 Produção............................................. 3.213 4.034 63.141 60.792 Transmissão........................................ 4.302 3.792 4.302 3.792 Distribuição.......................................... 101.572 80.147 158.997 120.724 Comercialização.................................. - - 8 8 Administração...................................... 4.763 4.085 12.362 8.560 113.850 92.058 238.810 193.876 1.747.704 1.719.292 EM CURSO: TOTAL Obrigações vinculadas a concessão....... 866.872 850.763 (109.472) (106.788) 757.400 743.975 (225.274) 1.522.430 (216.275) 1.503.017 A composição das obrigações vinculadas à concessão é como segue: CONTROLADORA 09/04 06/04 Contribuição de consumidores.................... Doações e subvenções............................... Participação da União................................. TOTAL CONSOLIDADO 09/04 06/04 78.419 25.795 5.258 75.735 25.795 5.258 111.681 81.958 31.635 108.336 76.304 31.635 109.472 106.788 225.274 216.275 As obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica estão representadas por valores da União, doações não condicionadas a qualquer retorno em favor do doador e as subvenções e contribuições recebidas de consumidores destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. A partir de 1º de janeiro de 2002, o saldo dessa conta está sendo apresentado como redução do ativo imobilizado. 13.FORNECEDORES CIRCULANTE Fornecimento de Energia Elétrica: FURNAS................................................................................ ITAIPU................................................................................... ENERTRADE......................................................................... TRACTEBEL.......................................................................... ELETROSUL......................................................................... CONTROLADORA 09/04 06/04 CONSOLIDADO 09/04 06/04 24.514 26.326 13.085 - 21.485 28.507 8.751 - 24.514 37.181 19.313 8.192 1.599 21.485 40.194 13.770 7.703 1.605 ONS,MAE e ASMAE.............................................................. 11.560 9.824 12.258 10.127 Energia livre........................................................................... 3.612 7.217 13.735 17.223 Energia livre não repassada................................................... 6.428 5.548 6.643 5.706 Outras.................................................................................... 332 320 13.107 10.745 85.857 81.652 136.542 128.558 17.678 11.877 29.099 22.843 103.535 93.529 165.641 151.401 68.736 60.055 87.693 80.565 68.736 60.055 87.693 80.565 Fornecedores de materiais e serviços....................................... TOTAL LONGO PRAZO Fornecimento de Energia Elétrica: Energia livre........................................................................... 14. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS CONTROLADORA AMORTIZAÇÃO FINANCIADOR TAXA MÉDIA ANUAL DE ENCARGOS TIPO (*) PERÍODO 09/04 Encargos 06/04 Circulante L. Prazo Encargos Circulante L. Prazo Moeda Nacional: ELETROBRAS 5,0% - 7,0% M 05/99 a 08/07 - 1.802 - 1.948 3.613 BNDES TJLP + 3.8% M 11/99 a 10/10 703 41.856 53.817 12.488 401 40.470 63.713 BNDES-Perdas Rac. SELIC+1,0% M 03/02 a 01/06 472 55.531 116.677 528 50.069 126.592 Banco Pactual CDI+1,85% M 12/03 a 12/04 - 21.375 - - 34.141 - Banco Pactual CDI+1,75% M 02/04 a 02/05 - 8.518 - - 11.444 - Banco Pactual 108,5% CDI U 06/05 - 33.688 - - - - BRADESCO 110% CDI U 12/04 - 14.532 - - - - ItaúBBA CDI+1,75% M 01/04 a 03/05 - 16.657 - - 16.028 - ItaúBBA CDI+1,75% M 01/04 a 02/05 - 27.801 - - 26.757 - 1.175 221.760 182.982 929 180.857 193.918 152 11.400 9.248 171 12.285 13.215 25.665 - 1.231.937 61.380 - 1.339.202 25.817 11.400 1.241.185 61.551 12.285 1.352.417 26.992 233.160 1.424.167 62.480 193.142 1.546.335 Moeda Estrangeira: BNDES Senior Notes TOTAL UMBNDES + 3,5% M 09/01 a 10/10 10,0% U 07/07 CONSOLIDADO AMORTIZAÇÃO FINANCIADOR TAXA MÉDIA DE ENCARGOS TIPO (*) 09/04 06/04 PERÍODO Encargos Circulante L. Prazo Encargos Circulante L. Prazo Moeda Nacional: ELETROBRAS - ESCELSA 5,0% - 7,0% M 05/99 a 07/07 - 1.802 12.488 - 1.948 3.613 ELETROBRAS - ENERSUL 6,0% - 12,0% M 12/97 a 05/22 162 10.168 34.058 170 12.433 33.209 BNDES - ESCELSA TJLP + 3,8% M 10/99 a 10/10 703 41.856 53.817 401 40.470 63.713 BNDES - MAGISTRA TJLP + 4,0% S 11/99 a 11/04 777 21.208 - 246 21.020 - BNDES - ENERSUL TJLP + 3,85% M 09/01 a 02/08 189 14.094 34.059 200 13.968 37.250 BNDES-Perdas Rac. SELIC+1,0% M 02/02 a 06/06 795 43.049 162.495 880 62.780 198.010 BNDES-CVA. SELIC+1,0% M 05/04 a 04/06 173 40.325 33.298 193 14.016 13.603 BNDES- ALFA TJLP + 4,00% M 10/01 a 09/07 115 9.699 19.402 94 5.859 17.574 BNDES- CESA TJLP + 4,5% M 07/04 a 07/12 203 6.333 42.744 135 4.058 28.398 11,20% M 11/04 a 11/13 563 2.778 27.222 572 1.944 28.056 BCO Pactual CDI + 1,85% M 12/03 a 12/04 - 21.375 - - 34.141 - BCO Pactual CDI + 1,75% M 02/04 a 02/05 - 8.518 - - 11.444 - BCO Pactual 108,5% CDI U 06/05 - 33.688 - - - - BRADESCO 110% CDI U 12/04 - 14.532 - - - - ItaúBBA CDI + 1,75% M 01/04 a 03/05 - 16.657 - - 16.028 - ItaúBBA CDI + 1,75% M 01/04 a 02/05 - 27.801 - - 26.757 - BCO BRASIL 115% CDI U 05/05 - 10.000 - - 10.000 - BCO HSBC 110% CDI U 02/01 a 07/04 19 2.324 - 23 - - BCO SAFRA 115% CDI M 05/04 143 19.828 - 27 10.000 - BCO ALFA 115% CDI U 10/04 4 5.000 - 10% M 07/98 a 11/13 100 3.739 14.857 1,35% M 05/00 a 06/09 BCO BRASIL - FCO FUNDAÇÃO ENERSUL OUTROS TOTAL - - 3.946 354.774 1.272 112 - - - 3.458 15.534 - 435.712 3.053 290.324 1.225 440.185 Moeda Estrangeira: SENIOR NOTES 10,0% U 07/07 1.231.937 61.380 UMBNDES+3,5% M 09/01 a 10/10 152 11.400 9.248 171 12.285 13.215 BNDES- CESA UMBNDES M 07/04 a 07/12 36 965 6.593 198 964 7.459 BNDES- ALFA TJLP + 4,00% M 11/04 a 10/07 152 2.122 4.823 140 1.395 4.881 BRADESCO (**) 6,50% - 6,90% M 11/02 a 11/04 195 2.844 - 426 6.828 - UNIBANCO (**) 2,40% a 5,0% M 03/06 126 7.826 3.913 73 7.523 5.642 BNDES EUROPEAN INVEST BANK 25.665 - - 1.339.202 LIBORtri + 4,0% - 5,0% S 12/02 a 03/09 630 8.420 25.572 141 9.153 28.137 LIBORsem + 4,5% - 8,2% S 10/96 a 04/24 826 3.183 34.751 406 3.461 37.777 BBA FMO (**) 8,90% S 03/02 a 09/07 50 5.477 3.652 290 5.448 6.056 ITAÚ BBA(**) 4,0% U 03/05 686 42.546 - 378 41.367 - 11,55% M 12/03 a 11/05 730 7.938 1.323 559 7.743 3.226 29.248 92.721 1.321.812 64.162 96.167 1.445.595 33.194 447.495 1.757.524 67.215 386.491 1.885.780 STN-DMLP BRADESCO (**) Encargos a longo prazo BRADESCO (*) 11,55% M 12/03 a 11/05 122 - - 233 - - UNIBANCO (*) 2,40% a 5,0% M 03/06 58 - - 55 - - 180 33.374 447.495 1.757.524 288 67.503 386.491 (*) Tipo de amortização do principal U = Única M = Mensal S = Semestral (**) Empréstimos com proteção por Contratos de Obrigações Recíprocas decorrentes de variações de índices/taxas (SWAP), contra eventuais oscilações de taxas de câmbio. 1.885.780 14.1 - A emissão de bônus no exterior, refere-se a captação de recursos através de títulos denominados “Sênior Notes” (Notas), no total equivalente a US$ 430.958 mil, que tem vencimento único em 2007 e juros de 10% a.a. pagáveis semestralmente em 15 de janeiro e 15 de julho de cada ano. Em 21 de maio de 1998, foi obtido o registro dos referidos títulos junto a SEC – Securities and Exchange Commission, nos Estados Unidos da América, de acordo com o “Securities ACT of 1933”. A controladora indireta EDP – Electricidade de Portugal S.A. realizou oferta pública para aquisição e pedido de renúncia referente às obrigações, tendo adquirido o principal de US$ 205.796 mil, em liquidação realizada em 23 de dezembro de 2002. Antes do lançamento da referida oferta a EDP detinha um total de US$ 151.575 mil em Notas que representavam, aproximadamente, 35% da totalidade daquela emissão. Assim, a EDP passou a deter um total de US$ 357.371 mil em Notas, representando cerca de 83% da emissão total, tendo sido removidos dos principais covenants relativos aos Senior Notes. A ESCELSA procedeu à eliminação de todas as obrigações inerentes a essa emissão. 14.2 - Os empréstimos da ESCELSA e ENERSUL com a ELETROBRÁS, BNDES e Banco do Brasil - FCO, estão garantidos com contas vinculadas de seus recebíveis. Os empréstimos da ENERSUL com a Secretaria do Tesouro Nacional - STN estão garantidos por débito em conta, por recebíveis, pelo Governo do Estado de Mato Grosso do Sul e parte em caução em dinheiro. Os demais estão garantidos por notas promissórias. O empréstimo da MAGISTRA com o BNDES está garantido por caução das ações da ENERSUL. 14.3 - Composição do principal dos empréstimos e financiamentos, por moeda: CONTROLADORA 09/04 06/04 CONSOLIDADO 09/04 06/04 Moeda Nacional................................................. Moeda Estrangeira............................................ 404.742 1.252.585 374.775 1.364.702 790.486 1.414.533 730.509 1.541.762 TOTAL 1.657.327 1.739.477 2.205.019 2.272.271 14.4 - Os principais indicadores utilizados para a atualização de empréstimos tiveram as seguintes variações percentuais durante o período acumulado em: Moedas / Indicadores 09/04 09/03 US$ x R$..................................................................................... -1,06% -17,26% IGP-M.......................................................................................... 10,26% 7,10% INPC............................................................................................ 4,59% 8,96% TJLP (ª ª)..................................................................................... 9,75% 12,00% SELIC.......................................................................................... 11,72% 18,14% UMBANDES................................................................................. CDI.......................................................................................... -1,68% 11,72% -15,28% 18,07% 14.5 - Os vencimentos das parcelas de curto e longo prazos, podem ser demonstrados como segue: CONTROLADORA Vencimento CONSOLIDADO Tipo de moeda Circulante............................................... 2004....................................................... 2005....................................................... Nacional 69.319 152.441 Estrangeira 2.814 8.586 Total 72.133 161.027 Nacional 136.510 218.264 Estrangeira 15.721 77.000 354.774 92.721 Total 152.231 295.264 221.760 11.400 233.160 447.495 2005....................................................... 39.717 3.816 43.533 59.243 13.733 72.976 2006....................................................... 65.192 3.290 68.482 129.106 21.386 150.492 2007....................................................... 59.296 1.232.507 1.291.803 120.605 1.247.904 1.368.509 2008....................................................... 5.032 571 5.603 53.711 8.407 62.118 2009....................................................... 5.032 571 5.603 18.675 3.940 22.615 2010....................................................... 3.664 430 4.094 17.307 3.229 20.536 2011....................................................... 929 - 929 14.573 2.800 17.373 2012....................................................... 929 - 929 9.822 1.831 11.653 2013....................................................... 3.191 - 3.191 7.689 866 8.555 Após 2013.............................................. - - - 4.981 17.716 22.697 182.982 1.241.185 1.424.167 435.712 1.321.812 1.757.524 404.742 1.252.585 1.657.327 790.486 1.414.533 2.205.019 Exigível a longo prazo TOTAL 15. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS CONTROLADORA 09/04 Valor da Provisão Contingência No trimestre Acumulada Depósito Judicial Longo prazo: Trabalhista.................................... Cíveis............................................ Fiscais........................................... 354 72 4.101 18.547 9.491 130.290 TOTAL 4.527 158.328 06/04 Valor da Provisão Depósito Judicial Acumulada 14.752 16.516 82.823 No trimestre 41 155 4.151 18.193 9.419 126.189 14.363 16.085 79.634 114.091 4.347 153.801 110.082 CONSOLIDADO 09/04 Contingência Valor da Provisão No trimestre Acumulada 06/04 Depósito Valor da Provisão Judicial No trimestre Acumulada Depósito Judicial Longo prazo: Trabalhista............................ Cíveis.................................... Fiscais................................... 1.523 341 6.145 29.121 17.283 175.666 19.638 17.219 118.811 277 167 6.098 27.598 16.942 169.521 18.815 16.650 113.239 TOTAL 8.009 222.070 155.668 6.542 214.061 148.704 A administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de nossos consultores legais foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de êxito foi estimada como remota para a Companhia. Adicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante total de R$ 34.480 em 30 de setembro de 2004 (R$ 36.639 em 30 de junho de 2004) na controladora e R$ 36.234 (R$ 38.791 em 30 de junho de 2004) no consolidado, cuja probabilidade de êxito foi estimada como possível e nenhuma provisão foi registrada nas demonstrações contábeis. 16. CAPITAL SOCIAL E RESERVAS Estatutariamente, a Companhia está autorizada a operar com um capital de até R$ 1.000.000, dos quais estão subscritos e integralizados R$ 153.947. O capital social em 30 de setembro de 2004 está representado por 4.550.833 ações ordinárias nominativas sem valor nominal, com direito a dividendos obrigatórios de 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da lei. Composição acionária: Quantidade Acionista de ações % de participação de acionistas IVEN S.A 2.378.671 1 52,27 GTD PARTICIPAÇÕES S.A 1.137.709 1 25,00 275.678 1 6,06 Fundação Banco Central - CENTRUS CINVES Outros TOTAL 66.366 1 1,46 692.409 201 15,21 4.550.833 205 100,00 Composição das reservas: 09/04 06/04 RESERVA DE CAPITAL Juros de obras em andamento 65.687 65.687 TOTAL 65.687 65.687 RESERVAS DE LUCROS Legal Retenção de lucros 8.847 126.061 8.847 126.061 TOTAL 134.908 134.908 17. MUTAÇÃO DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO – CONTROLADORA E CONSOLIDADO SALDOS EM 30 DE JUNHO DE 2004 RECURSOS DESTINADOS LUCROS A AUMENTO ACUMULADOS DE CAPITAL (33.484) 3.387 CAPITAL SOCIAL 153.947 RESERVA DE CAPITAL 65.687 - - - 80.988 - 80.988 153.947 65.687 134.908 47.504 3.387 405.433 Lucro do trimestre SALDOS EM 30 DE SETEMBRO DE 2004 RESERVAS DE LUCROS 134.908 TOTAL 324.445 18. CUSTOS DE BENS E/OU SERVIÇOS VENDIDOS E DESPESAS OPERACIONAIS CONTROLADORA DESPESAS OPERACIONAIS CUSTO DA OPERAÇÃO COM NATUREZA DO GASTO OUTRAS ENERGIA DE ELÉTRICA OPERAÇÃO GERAIS DESPESAS COM E OPERACIONAIS VENDAS ADMINIST. TOTAL 09/04 09/03 Energia elétrica comprada para revenda 336.338 - - - - 336.338 312.653 Encargo de uso-sist. de trans. e distrib. 76.398 - - - - 76.398 63.396 Pessoal e administradores - 37.131 - 144 17.479 54.754 50.165 Entidade de previdência privada - 1.454 - - 763 2.217 1.263 Material - 3.867 - - 3.241 7.108 5.863 Serviços de terceiro - 22.968 - 2 6.719 29.689 23.764 Depreciação e amortização - 37.649 - - 7.865 45.514 44.151 Provisão p/créd. liquidação duvidosa - 6.866 - - - 6.866 13.378 Provisões para contingências - - - - 4.723 4.723 13.880 Conta de desenvolvimento energético - CDE - - 23.666 - - 23.666 4.581 Quota de CCC - - 37.366 - - 37.366 32.582 8.255 190 6.355 9.665 19.812 69.287 336 47.145 634.304 585.488 Outras TOTAL 412.736 (5.135) 104.800 CONSOLIDADO DESPESAS OPERACIONAIS CUSTO DA OPERAÇÃO COM NATUREZA DO GASTO OUTRAS GERAIS ENERGIA DE DESPESAS COM E ELÉTRICA OPERAÇÃO OPERACIONAIS VENDAS ADMINIST. TOTAL 09/04 09/03 Energia elétrica comprada para revenda 504.602 - - - - 504.602 462.503 Encargo de uso-sist. de trans. e distrib. 120.791 - - - - 120.791 95.619 Pessoal e administradores - 66.950 1.435 144 31.361 99.890 90.323 Entidade de previdência privada - 2.455 - - 1.158 3.613 2.094 Material - 7.879 15 - 6.353 14.247 11.993 Serviços de terceiro - 44.313 234 2 12.131 56.680 47.549 Matéria prima/insumos p/prod.en.elétrica - 2.888 - - - 2.888 2.742 Depreciação e amortização - 73.383 11.561 - 15.198 100.142 86.983 Provisões - 14.455 - - - 14.455 15.460 Provisões para contingências - - - - 7.541 7.541 22.748 Conta de desenvolvimento energético - CDE - - 36.269 - - 36.269 10.053 Quota de CCC - - 53.714 - - 53.714 49.209 Outras - 181 272 20.887 16.821 28.103 103.409 418 94.629 1.031.653 925.379 TOTAL (4.519) 625.393 207.804 19. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL CONTROLADORA CONSOLIDADO 09/04 IR 09/03 CS IR 09/04 CS IR 09/03 CS IR CS Lucro(Prejuízo) antes do I.R/C.S......................... 48.502 48.502 260.409 260.409 87.180 87.180 287.222 Alíquota tributária................................................ 25% 9% 25% 9% 25% 9% 25% 9% 12.126 4.365 65.101 23.437 21.795 7.846 71.806 25.850 Equivalencia Patrimonial..................................... (57.783) (57.783) (13.326) (13.326) - - - - Juros de obras em andamento............................ - - - - - - 1.245 1.245 287.222 ADIÇÕES(EXCLUSÕES).................................... Perda na alienação da UTE Campo Grande...... - - - - (71.768) (71.768) 19.794 19.794 Outras adições.................................................... 14.194 6.723 31.296 22.891 27.326 10.603 51.646 30.118 (43.589) (51.060) 17.970 9.565 (44.442) (61.165) 72.685 51.157 Alíquota tributária................................................ Diferença aliquota crédito tributário Efeito no resultado 25% 9% 25% 9% 25% 9% 25% 9% (10.897) (4.595) 4.493 861 (11.111) (5.505) 18.171 4.604 1.228 (230) 69.594 (810) 23.488 - - 10.685 2.341 89.977 20. PLANO DE APOSENTADORIA A Companhia é patrocinadora da FUNDAÇÃO ESCELSA DE SEGURIDADE SOCIAL – ESCELSOS, pessoa jurídica sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal a complementação dos benefícios concedidos pela previdência 30.454 social aos empregados da Companhia, através de dois planos de benefícios: o Plano de Benefícios do tipo “benefício definido” – Plano I e o Plano de Benefícios II, do tipo “contribuição definida”. Esses planos de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente. Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes, em 30 de setembro de 2004, por tipo de plano: PLANO I Participantes Ativos PLANI II TOTAL 1.396 30 1366 Aposentados....................................................... 617 151 768 Pensionistas....................................................... 115 8 123 732 159 891 762 1.525 2.287 Participantes assistidos: Na qualidade de patrocinadora, a ESCELSA contribui com uma parcela mensal proporcional a contribuição realizada pelos participantes da Fundação ESCELSOS de acordo com o estabelecido em cada plano de benefícios, sendo o percentual máximo de contribuição da Companhia, considerando os dois planos, limitado a 7% da folha de salários dos empregados. Até 3º trimestre de 2004 a ESCELSA contribuiu com R$2.217 (R$ 1.955 em 2003). Conforme estabelecido pela Deliberação CVM nº 371/2000, de 13 de dezembro de 2000, a partir de 1º de janeiro de 2002, as companhias abertas estão obrigadas a contabilizar passivos oriundos de benefícios pós-emprego, com base nas regras estabelecidas no Pronunciamento NPC nº 26, do IBRACON. Para atendimento à essa exigência a ESCELSA contratou atuários independentes, para realização de avaliação atuarial desses benefícios, segundo o Método da Unidade de Crédito Projetada. Considerando o disposto no artigo nº 84, da citada Deliberação, foi recalculado, para a ESCELSA, o valor presente das obrigações atuariais (assistência médica, auxilio incentivo à aposentadoria e seguro de vida) totalmente descobertas em 31 de dezembro de 2002. A movimentação do saldo até o 3º trimestre de 2004 é demonstrada a seguir: CONTROLADORA E CONSOLIDADO Valor presente das obrigações atuariais ................. totamente descobertas......................................... Valor líquido das perdas não reconhecidos............. Passivo reconhecido em 31/12/2003....................... Realizações do período........................................... Passivo reconhecido em 30/09/2004.................... Curto prazo.............................................................. Longo prazo............................................................. (53.575) 19.751 (33.824) 1.428 (32.396) 2.143 30.253 O valor líquido dessas perdas não reconhecidas corresponde ao valor líquido das perdas atuariais excedente a 10% do valor presente das obrigações atuariais em 31 de dezembro de 2003, o qual será apropriado anualmente, pelo período correspondente ao tempo médio remanescente de trabalho estimado para os empregados participantes do Plano. As avaliações atuariais da ESCELSA e da ENERSUL mostraram, ainda, que, nos Planos Previdenciários, o valor justo dos ativos supera o valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas, cujos valores em 31 de dezembro de 2003 são R$ 28.079 ( R$ 44.051 no consolidado). A administração das Companhias, contudo, de maneira conservadora, optou por não registrar esse ativos. O valor justo dos ativos utilizado para fins de cálculo do resultado de avaliação atuarial da ENERSUL não inclui os valores a receber da patrocinadora decorrente da confissão de dívida no montante de R$ 19.250 (31 de dezembro de 2002). Considerando este direito da Fundação no referido cálculo do ativo não reconhecido no balanço de 31 de dezembro de 2002, o mesmo aumentaria para R$ 35.222 (R$ 64.301 no consolidado). 21. SEGUROS ( não auditado ) A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a seguir: RISCOS Equipamentos nomeados Responsabilidade civil VIGÊNCIA 24/06/2004 23/06/2005 24/06/2004 23/06/2005 IMPORTÂNCIA SEGURADA VALOR DO PRÊMIO a 283.823 265 4.770 76 a Equipamentos nomeados Na apólice contratada foram destacadas as subestações e usinas, nomeando os principais equipamentos com seus respectivos valores segurados e seus limites máximos de indenização. Possui cobertura securitária básica tais como: incêndio, queda de raios e explosão de qualquer natureza, vendaval, furacão, pequenas obras de engenharia, cobertura adicional contra possíveis danos elétricos, riscos para equipamentos eletrônicos e informática. Responsabilidade civil Cobertura às reparações por danos involuntários, pessoais e/ou materiais causados a terceiros, em conseqüência das operações comerciais e/ou industriais da Companhia. 22. INSTRUMENTOS FINANCEIROS O negócio da Companhia compreende a distribuição e comercialização de energia elétrica para consumidores de sua área de concessão – Estado do Espírito Santo – portanto, os instrumentos financeiros significativos estão relacionados às seguintes transações: Os saldos de contas a receber e a pagar a longo prazo relacionados à recomposição tarifária extraordinária e, portanto, não estão sujeitos a ajuste a valor de mercado; Aplicações em fundos de curto prazo e/ou aplicações de renda fixa, por já estarem registrados acrescidos dos rendimentos “pro rata” e ajustados por provisão para desvalorização, quando aplicável, se aproximam do valor de mercado; As participações societárias em outras empresas, são em sua maioria, de ações não cotadas no mercado; Os empréstimos da Companhia estão concentrados em empréstimos de longo prazo, por se tratarem, em sua maioria, de fontes de financiamento específicas. 22.1 Risco de taxa de câmbio e taxa de juros Os valores contábeis dos principais instrumentos financeiros em moeda estrangeira são: Títulos e valores mobiliários........................ CONTROLADORA 09/04 06/04 CONSOLIDADO 09/04 06/04 190.566 190.566 201.974 201.974 Empréstimos e financiamentos................... (1.241.185) (1.352.417) (1.321.812) (1.445.595) TOTAL (1.050.619) (1.150.443) (1.131.246) (1.243.621) Parte dos empréstimos e financiamentos captados em moeda nacional são compostos de financiamentos junto a agências nacionais, ELETROBRÁS e BNDES. Considerando que a taxa de mercado (ou custo de oportunidade do capital) é definida por esses Agentes, levando em conta o prêmio de risco compatível com as atividades do setor e que, na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, face aos negócios da Companhia e às peculiaridades setoriais, o valor de mercado desta parcela de empréstimos internos, aproxima-se ao seu valor contábil, assim como os demais ativos e passivos financeiros avaliados. Conforme mencionado na nota explicativa nº. 14, foram captados recursos em moeda estrangeira (dólar norteamericano), sendo o endividamento e o resultado das operações, significativamente afetados pelo fator de risco de mercado taxa de câmbio (US$). Este risco decorre da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de câmbio, que aumentem os saldos do passivo em moeda estrangeira. A exposição líquida dos instrumentos financeiros da Controladora, a este fator de risco, é a seguinte: VALOR CONTÁBIL 09/04 06/04 Senior Notes................................. Ativos em Dólar............................ TOTAL (1.231.937) 190.566 (1.041.371) (1.339.202) 201.974 (1.137.228) VALOR DE MERCQADO 09/04 06/04 (1.173.420) 214.320 (959.100) (1.276.183) 221.038 (1.055.145) O método de mensuração utilizado para determinação do valor justo da obrigação foi o da média de cotação em 30 de setembro de 2004, de transações de Senior Notes ( Fonte Sherman & Sterling), realizados em Nova York, E.U.A e, para os ativos em US$, foi utilizada a cotação de mercado dos contratos, ao fim do período, que é equivalente ao valor contábil. Adicionalmente, foram realizados contratos de derivativos destinados à redução dos efeitos da exposição líquida referida, que ensejaram o registro nas demonstrações contábeis, na conta de variações monetárias, perdas realizadas e não realizadas de R$ 5.502, conforme abaixo demonstrado: PARÂMETROS INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DATA VALOR OPERAÇÃO VENCIMENTO HSBC 14/07/2004 13/01/2005 ITAÚ/BBA 14/07/2004 13/01/2005 (TAXAS %) CONTRATADO BANCOS ESCELSA (Perdas) 30.067 V.Cambial + 1,00% 100% CDI (2.562) 34.719 V.Cambial + 0,80% 100% CDI (2.940) (5.502) No Consolidado, os empréstimos e financiamentos contratados por companhias do Sistema ESCELSA, foram captados a taxas e encargos usualmente praticadas nos mercados nacional e internacional, para funding de investimentos no setor de energia elétrica nas suas áreas de concessão do serviço público de energia elétrica. A controlada MAGISTRA apresenta a consolidação de passivos financeiros em moeda estrangeira (US$) de suas controladas ENERSUL e CESA. Para que fossem reduzidos o risco de taxa de câmbio e taxa de juros, para uma parte dessas obrigações, foram celebrados contratos de direitos de troca de resultados financeiros (SWAP), com troca de índices, conforme remissões, da nota explicativa nº 14. Esse índice substitutivos é o CDI, mais juros de 0,95% a.a à 3,35% a.a. Considerando a valorização do Real, as operações de proteção resultaram em perdas de R$ 7.587, reconhecidos nas demonstrações contábeis, na conta de variações monetárias. A posição dessa dívida, em 30 de setembro de 2004, é a seguinte: SALDO PASSIVO Empréstimos e Financiamentos ANTES DO SWAP APÓS SWAP RESULTADO 69.899 77.486 7.587 Ainda na posição consolidada da divida em moeda estrangeira, apresenta-se o total de R$ 74.196, cujo perfil e condições contratuais de realizações, demonstram um hedge natural, o que reduz, ao mínimo, o risco de taxas de câmbio e taxas de juros. Para o restante dos contratos, estima-se que os seus valores de realização ou de mercado, sejam iguais ou próximos aos dos registros contábeis, face as características peculiares dessas captações e da impossibilidade de determinar o valor de mercado para esse tipo de instrumento financeiro. Para determinação dessa estimativa, a Administração das Empresas considerou as evidencias dos riscos inerentes aos negócios sociais, a estratégia e as medidas de gestão visando gerir o serviço da dívida. 22.2 Risco de Crédito Quanto ao risco de crédito, surge a possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia tem o direito de interromper o fornecimento de energia elétrica, caso o cliente deixe de realizar seus pagamentos, dentro de parâmetros e prazos definidos pela legislação e regulamentação específicas. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida em montante julgado suficiente pela Administração da companhia para cobrir possíveis riscos de realização das contas a receber. 23. PROGRAMA NACIONAL DE UNIVERSALIZAÇÃO Através do Decreto nº 4.873, de novembro de 2003, o Governo Federal instituiu o Programa Nacional de Universalização – “Luz para Todos”, visando proporcionar o acesso ao serviço público de energia elétrica a toda a população do meio rural brasileiro até 2008. A Empresa está definida como agente executora do Programa, ou seja, é compulsoriamente responsável pela sua execução e terá financiamento de 75% do valor aplicável. Dentro do regulamento instituído pelo Governo Federal, através do Ministério das Minas e Energia - MME, foi assinado em 19 de maio de 2004, Termo de Compromisso entre o Ministério de Minas e Energia, Governo do Estado e ESCELSA, com a interveniência da ELETROBRÁS e ANEEL, para implementação do atendimento de 10.694 consumidores na área de concessão da Empresa, no período de julho de 2004 a dezembro de 2005, estando estimada a aplicação do total de R$ 67.647, cujos montantes e fontes de recursos estão distribuidos: (i) Agente executor – R$ 31.915; (ii) RGR-Financiamento da ELETROBRÁS – R$ 30.968; (iii) CDE (fundo perdido) – R$ 4.764. Em 21 de maio de 2004, foi firmado contrato de financiamento com a ELETROBRÁS, no valor global de R$ 35.732, sendo R$ 30.968 de recursos originários da RGR (financiamento) e R$ 4.764 de recursos da CDE (fundo perdido). 24. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO O Governo Federal, através do Ministério das Minas e Energia - MME, apresentou à sociedade a idealização da reforma do setor elétrico nacional, especialmente, no modelo institucional, culminando com a edição das Medidas Provisórias nºs 144 e 145, de 10 de dezembro de 2003, convertidas nas Leis nºs 10.848 e 10.847, de 15 de março de 2004, respectivamente. Os principais destaques são os seguintes: Transferência de responsabilidades da ANEEL para o MME; Criação da Empresa de Pesquisa Energética - EPE, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, organismos que promoverão o planejamento e monitoramento da expansão da geração e transmissão, além da administração do mercado e Definição de regras para comercialização de energia elétrica, com ênfase para: (i) expansão da oferta (novos projetos de geração) por meio de leilões; (ii) contratações livre (ACL) e regulada (ACR); (iii) atividade de distribuição focada para serviço de linhas e redes e venda de energia para consumidores cativos; (iv) restrições a contratos entre partes relacionadas; e, (v) novas regras para a categorização de consumidores livres. Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto nº 5.163, que (i) regulamenta a comercialização de energia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre e (ii) dispõe sobre processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre: Regras gerais de comercialização de energia elétrica; Comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores); Comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre; Contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e Outorgas de concessão. Em função dessa regulamentação, dever-se-á verificar todos os aspectos de abrangência que seus efeitos produzirão, bem como as complexidades que advirão para a operação da empresa, objetivando avaliar os riscos e oportunidades que poderão impactar seus negócios. 25 – RESTRUTURAÇÃO SOCIETÁRIA Em 20 e 21 de abril de 2004, a ESCELSA e a controlada ENERSUL promoveram a publicação de Fato Relevante, versando sobre pedido de anuência prévia à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para, nos termos da legislação em vigor, promover reestruturação societária. A citada divulgação possui o seguinte teor: FATO RELEVANTE As administrações de EDP BRASIL S.A. ("EDP Brasil"), BANDEIRANTE ENERGIA S.A. ("Bandeirante"), IVEN S.A. ("Iven"), ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – ESCELSA ("Escelsa") e EMPRESA ENERGÉTICA DE MATO GROSSO DO SUL S.A. – ENERSUL ("Enersul") (EDP Brasil, Bandeirante, Iven, Escelsa e Enersul são designadas conjuntamente como as “Companhias”), nos termos e para os fins da Instrução CVM n o 358, de 03.01.2002, vêm a público informar que protocolizaram, nesta data, perante a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária (a “Reorganização”), que objetivará, notadamente, simplificar a estrutura societária das Companhias, capturar sinergias e consolidar exclusivamente na EDP Brasil a liquidez e a dispersão dos valores mobiliários de emissão das Companhias. A EDP Brasil pretende, oportunamente, aderir ao segmento do Novo Mercado da Bolsa de Valores de São Paulo. A Reorganização integra-se no processo em curso que visa ao crescimento auto-sustentado das empresas EDP no Brasil. A Reorganização não acarreta alteração indireta do controle das Companhias, atualmente detido pelo Grupo EDP. A Reorganização englobará as etapas descritas a seguir, as quais, sujeito à autorização prévia da ANEEL, pretendese que ocorram na mesma data, mas sucessivamente e na seguinte ordem: (i) incorporação pela Enersul do investimento e ágio registrado na sua controladora direta; (ii) incorporação da Iven pela Escelsa; (iii) incorporação, pela Escelsa, das ações da Enersul não detidas pela incorporadora; e (iv) incorporação, pela EDP Brasil, das ações da Escelsa e da Bandeirante não detidas pela incorporadora. A EDP Brasil já iniciou a preparação dos documentos necessários ao seu registro como companhia aberta e à admissão da negociação de suas ações no segmento do Novo Mercado. Na forma da legislação aplicável, serão contratadas empresas especializadas para apurar os valores econômicos das Companhias, que servirão de base para determinação das relações de substituição das ações dos acionistas não controladores, bem como para elaborar os laudos de avaliação dos patrimônios líquidos contábeis e dos patrimônios líquidos a preços de mercado das Companhias. Sujeito à obtenção de anuência prévia da ANEEL, pretende-se implementar e concluir a Reorganização no segundo semestre de 2004, quando será então publicado fato relevante para os fins da Instrução CVM n o 319, de 03.12.1999.” Até o fim deste trimestre aguardava-se manifestação daquela Agência Reguladora sobre o assunto.
