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.
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