Rel 2012 af completo by Rafael Darde

12. DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS Sumário Demonstrações financeiras Balanço patrimonial ..............................................................................................................................................6 Demonstração do resultado..................................................................................................................................7 Demonstração do resultado abrangente...............................................................................................................8 Demonstração das mutações do patrimônio líquido .............................................................................................9 Demonstração dos fluxos de caixa .................................................................................................................... 10 Demonstração do valor adicionado ................................................................................................................... 11 Notas explicativas da administração às demonstrações financeiras 1 Informações gerais.............................................................................................................................................. 54 2 Desempenho operacional (não auditado pelo auditor independente) ................................................................. 55 3 Das concessões de serviço público de energia elétrica ...................................................................................... 56 4 Apresentação das demonstrações financeiras ................................................................................................... 59 5 Principais práticas contábeis ............................................................................................................................... 60 6 Caixa e equivalentes de caixa ............................................................................................................................ 65 7 Títulos e valores mobiliários ................................................................................................................................ 65 8 Clientes ............................................................................................................................................................... 67 9 Tributos a recuperar ............................................................................................................................................ 67 10 Direito de ressarcimento – CCC / CDE ............................................................................................................... 68 11 Almoxarifado ....................................................................................................................................................... 69 12 Outros ativos ....................................................................................................................................................... 69 13 Imobilizado .......................................................................................................................................................... 69 14 Intangível ............................................................................................................................................................ 72 15 Fornecedores ...................................................................................................................................................... 73 16 Tributos e contribuições sociais a recolher ......................................................................................................... 73 17 Financiamentos e empréstimos .......................................................................................................................... 75 18 Encargos setoriais............................................................................................................................................... 77 19 Obrigações estimadas ........................................................................................................................................ 77 20 Benefícios pós-emprego ..................................................................................................................................... 77 21 Provisão para contingências ............................................................................................................................... 78 22 Remuneração aos acionistas .............................................................................................................................. 82 23 Adiantamento para futuro aumento de capital .................................................................................................... 83 24 Outros passivos .................................................................................................................................................. 83 25 Imposto de renda e contribuição social ............................................................................................................... 84 26 Patrimônio líquido ............................................................................................................................................... 85 27 Receita operacional líquida ................................................................................................................................. 87 28 Custos e despesas operacionais ........................................................................................................................ 87 29 Resultado financeiro ........................................................................................................................................... 89 30 Remuneração do pessoal-chave da administração (não auditado pelo auditor independente) ......................... 89 31 Plano de aposentadoria ...................................................................................................................................... 90 32 Instrumentos financeiros ..................................................................................................................................... 95 33 Estimativa do valor justo ..................................................................................................................................... 96 34 Gestão de capital ................................................................................................................................................ 97 35 Gestão de risco financeiro .................................................................................................................................. 98 36 Análise de sensibilidade.................................................................................................................................... 100 37 Transações com partes relacionadas ............................................................................................................... 101 38 Compromissos operacionais de longo prazo (não auditado pelo auditor independente) .................................. 102 39 Seguros (não auditado pelo auditor independente) ......................................................................................... 104 40 Inconstitucionalidade do PIS/PASEP e da COFINS.......................................................................................... 104 41 Construção da UTE Candiota III – Fase C (não auditado pelo auditor independente) ..................................... 105 42 Outros assuntos (não auditado pelo auditor independente) .............................................................................. 107 43 Assuntos regulatórios (não auditado pelo auditor independente) ..................................................................... 107

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Balanços patrimoniais em 31 de dezembro Em milhares de reais ATIVO CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Clientes Tributos a recuperar Direitos de Ressarcimento Almoxarifado Outros ativos Total do circulante

NÃO CIRCULANTE Realizável a longo prazo Tributos a recuperar Depósitos judiciais Total do realizável a longo prazo

Nota

6 7 8 9 10 11 12

9 21.1

2012

26.795 85.635 13.546 64.176 75.680 4.391 270.223

2011

4.640 66.120 79.394 39.201 44.038 76.688 2.735 312.816

9.989 10.927 20.916

4.944 7.545 12.489

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Nota

15 17 16 19 18 21 20 22 24

265.967 190.527 12.539 13.542 15.359 21.096 119 55.152 12.119 586.420

124.568 165.123 23.250 23.058 1.185 14.836 327 39.205 9.646 401.198

NÃO CIRCULANTE Financiamentos e empréstimos Encargos setoriais Benefícios pós-emprego Adiantamento para futuro aumento de capital Provisão para passivo atuarial Total do não circulante

17 18 20 23 31

870.507 16 160.949 122.914 1.154.386

836.725 13.414 118 452.704 1.302.961

1.740.806

1.704.159

1.658.058 1.819

1.712.726 645

Total do não circulante

1.680.793

1.725.860

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reserva de lucros Ajustes de avaliação patrimonial Dividendos adicionais propostos Prejuízos acumulados Total do patrimônio líquido

TOTAL DO ATIVO

1.951.016

2.038.676

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

13 14

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011

CIRCULANTE Fornecedores Financiamentos e empréstimos Tributos e contribuições sociais a recolher Obrigações estimadas Encargos setoriais Provisões para contingências Benefícios pós-emprego Remuneração dos acionistas Outros passivos Total do circulante

TOTAL DO PASSIVO Imobilizado Intangível

2012

26.1 26.2

770.815 2.596 (146.015) (417.186) 210.210 1.951.016

337.877 2.596 (19.044) 13.088 334.517 2.038.676

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Demonstração do resultado Exercícios findos em 31 de dezembro Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma

NOTA

2012

2011

Receita operacional líquida

530.777

550.352

Custo Operacional

(689.458)

(339.833)

Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda Encargos de uso da rede de transmissão

(360.082) (335.692) (24.390)

(69.726) (49.902) (19.824)

Custo de operação Pessoal, material e serviços de terceiros Depreciação e amortização Combustíveis para a produção de energia (-) Recuperação de despesas subvenção combustiveis Outros

(329.376) (234.140) (73.071) (162.348) 145.771 (5.588)

(270.107) (163.076) (87.646) (126.511) 112.273 (5.147)

(158.681)

210.519

(55.474)

(48.703)

(214.155)

161.816

1.941 (134.251)

2.057 (138.110)

(346.465)

25.763

(71.548) (23.948) (47.600)

(418.013)

25.763

Lucro (Prejuízo) operacional bruto Despesas operacionais

Resultado do serviço de energia elétrica Outras receitas/despesas Resultado financeiro

Resultado operacional antes do ajuste do A. Imobilizado Ajustes do Ativo Imobilizado Perdas com Valor Novo de Renovação-VNR (Lei 12.783/13) Perda com Recuperabilidade de Ativos (CPC 01) Resultado operacional após o ajuste do A. Imobilizado Imposto de renda e contribuição social

Lucro líquido (prejuízo) do exercício Lucro básico (prejuízo) por ação (em reais) Lucro diluído (prejuízo) por ação (em reais) As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

(8.555)

(418.013)

17.208

(0,0711) (0,0711)

0,0135 0,0135

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Demonstração do resultado abrangente Exercícios findos em 31 de dezembro Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma

NOTA Lucro líquido (prejuízo) do exercício

2012 (418.013)

2011 17.208

Perdas atuariais do exercício

(6.146)

(12.055)

Efeito tributário sobre perdas atuariais do exercício

2.089

4.099

Total do resultado abrangente

(422.070)

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

9.252

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Demonstração das mutações do patrimônio líquido Em milhares de reais

Reserva de Lucro

337.877 -

(10.261) (8.783) -

1.736 -

24.732 827 (24.732) -

Lucro a Destinar (prejuízo a Compensar) 17.208

337.877 (28) 432.966 -

(19.044) (126.971) -

860 2.596 -

12.261 13.088 -

(860) (4.087) (12.261) (418.013)

(4.087) 334.517 (126.971) (28) 432.966 (418.013)

770.815

(146.015)

2.596

(827) (12.261) -

827 (417.186)

(12.261) 210.210

Capital social Saldo em 31 de dezembro de 2010 Avaliação atuarial Distribuição dividendos exercício 2010 Lucro líquido do exercício Destinação do Lucro Reserva legal Dividendo mínimo obrigatório Dividendo adicional proposto Saldo em 31 de dezembro de 2011 Avaliação atuarial (nota 31) Aquisição de ações próprias Aumento do capital social (nota 26.1) Prejuízo do exercício Destinação do Lucro Compensação de prejuízo Dividendo adicional proposto Saldo em 31 de dezembro de 2012

Ajuste de Avaliação Patrimonial

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Reserva Legal

Dividendos adicionais propostos

Total 354.084 (7.956) (24.732) 17.208

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Demonstração dos fluxos de caixa Exercícios findos em 31 de dezembro Em milhares de reais

2012 ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado antes dos impostos Contribuição Social e Imposto de Renda sobre o lucro Lucro (Prejuízo) líquido do período Ajustes no resultado por: Depreciação e amortização Baixa de ativo imobilizado e intangível Provisão para impairment Encargos financeiros Variações monetárias e cambiais líquidas Provisão para contingências Rendimentos de títulos e valores mobiliários Avaliação atuarial Total de ajustes Variações nos ativos e passivos operacionais: (Aumento) Redução em títulos e valores mobiliários (Aumento) Redução em clientes (Aumento) Redução em tributos a recuperar (Aumento) Redução em cauções e depósitos vinculados (Aumento) Redução em direito de ressarcimento (Aumento) Redução em almoxarifado (Aumento) Redução em outros ativos Aumento (Redução) em fornecedores Aumento (Redução) em tributos e contribuições sociais a recolher Aumento (Redução) em obrigações estimadas Aumento (Redução) em encargos setoriais Aumento (Redução) em outros passivos Total de variações

2011

(418.013) (418.013)

25.763 (8.555) 17.208

79.695 1.045 71.548 67.549 118.194 6.260 (4.057) 340.234

89.189 1.183 64.143 81.004 2.992 (7.126) (8.783) 222.602

66.120 (6.241) 20.610 (3.382) (20.138) 1.008 (1.656) 141.399 (10.711) (9.516) 760 2.163 180.416

(25.343) 61.741 (21.597) (1.835) (38.293) (20.065) 838 (13.697) 5.549 4.863 13.178 2.204 (32.457)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais

102.637

207.353

ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Aquisições de ativo imobilizado Aquisições de ativo intangível Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento

(97.291) (1.503) (98.794)

(285.934) (40) (285.974)

107.194 769.583 (858.427) (10) (28) 18.312

77.364 77.436 (86.632) 68.168

Aumento (redução) líquido de caixa e equivalentes de caixa

22.155

(10.453)

Saldo final de caixa e equivalente de caixa Saldo inicial de caixa e equivalente de caixa Aumento (redução) líquido de caixa e equivalentes de caixa

26.795 4.640 22.155

4.640 15.093 (10.453)

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Recebimento de adiantamento para futuro aumento de capital Ingressos de financimentos e empréstimos Amortização de financiamentos e empréstimos Pagamento de remuneração aos acionistas Aquisição de ações próprias Caixa líquido gerado pelas atividades de financiamento

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Demonstração do valor adicionado Exercícios findos em 31 de dezembro Em milhares de reais

2012 RECEITAS Suprimento de energia elétrica Outras receitas operacionais

INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (INCLUI ICMS E IPI) Energia elétrica comprada para revenda Serviços de terceiros Materiais Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (-) Recuperação de despesas - subvenção combustíveis Outros custos operacionais

VALOR ADICIONADO BRUTO Quotas de reintegração (depreciação e amortização)

VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA Receitas financeiras Outras receitas - aluguéis

VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO Colaboradores Governo Agentes financeiros e aluguéis Retenção/distribuição de lucros do exercício VALOR ADICIONADO DISTRIBUÍDO

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011

607.035 2.956 608.992

630.229 2.116 632.345

(335.692) (90.709) (62.729) (162.348) 145.771 (113.492) (619.199)

(49.902) (47.596) (42.691) (126.511) 112.273 (30.688) (185.115)

(10.207)

447.230

(74.286) (74.286)

(89.189) (89.189)

(84.493)

358.041

143.354 17 144.370

196.701 1.076 197.777

59.877

555.818

97.399 103.149 277.342 (418.013) 59.877

92.170 110.457 335.983 17.208 555.818

Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Notas explicativas da administração às demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2012 Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma

Informações gerais A Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE ("Companhia" ou "Eletrobras CGTEE"), é uma sociedade de economia mista integrante do grupo controlado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobras ("controladora" ou "Eletrobras"), e foi constituída em 28 de julho de 1997. A Companhia tem sede e Foro na cidade de Porto Alegre - capital de Estado do Rio Grande do Sul, podendo, a critério da Diretoria, criar sucursais, filiais, agências e escritórios nesta mesma cidade ou em qualquer outra parte do território nacional ou estrangeiro, observada a legislação vigente. A Companhia tem por objeto social, conforme o seu estatuto:

(a)

realizar estudos, projetos, construções e operações de usinas produtoras de energia elétrica, de instalações de transmissão e de transformação de energia elétrica e serviços correlatos, inclusive sistemas de informática e a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades, podendo participar de outras sociedades para a realização de seus objetivos sociais, observada a legislação vigente;

(b)

desenvolver atividades associadas à prestação de serviços de produção, transformação e transmissão de energia elétrica, inclusive: transmissão de dados através de suas instalações, observada a legislação pertinente; prestação de serviços técnicos de planejamento, operação, manutenção de instalações elétricas, reparos e conservação de peças e equipamentos de terceiros; serviços de otimização de processos energéticos e instalações elétricas de autoprodutor e produtor independente, com a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades; cessão onerosa de faixas de servidão de linhas e áreas de terra exploráveis de usinas e reservatórios, visando a maior eficiência no uso da eletricidade;

(c)

integrar grupos de estudo, consórcios, grupos de sociedade ou quaisquer outras formas associativas com vista a pesquisas de interesse do setor energético, à formação de pessoal técnico a ela necessário, bem como à prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro a outras empresas;

(d)

associar-se, mediante prévia e expressa autorização do Conselho de Administração da Eletrobras, para constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedade, com ou sem aporte de recursos, no Brasil ou no exterior, com ou sem poder de controle, que se destinem à exploração da produção de energia elétrica sob o regime de concessão ou autorização, direta ou indiretamente;

(e)

comercializar, mediante prévia e expressa autorização do Conselho de Administração da Eletrobras, direitos de uso ou de ocupação de torres, instalações eletroenergéticas e prediais, equipamentos e instrumentos e demais partes que possam constituir recurso de infraestrutura de telecomunicações da Empresa;

(f)

principal atividade operacional: o

Através do Contrato de Concessão n 067, firmado com a União Federal, através da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Companhia detém concessão de geração para as seguintes usinas termelétricas: Usina Presidente Médici, Fases A e B, localizada no município de Candiota; Usina de São Jerônimo, localizada no município de São Jerônimo; e Usina NUTEPA, localizada no Município de Porto Alegre, todas no Estado do Rio Grande do Sul. O referido Contrato de Concessão tem vigência até 7 de julho de 2015. O parque gerador, sob concessão, da Companhia possui potência instalada e em operação de 490 MW/h. Estas usinas serão afetadas pela Lei nº 12.783/13, conforme a Nota 3. Além da concessão citada, o detém autorização, por meio da Portaria MME n 304, de 17 de setembro de 2008, para estabelecer-se como produtor independente de energia elétrica, mediante a implantação da Central Geradora Termelétrica denominada UTE Candiota III, Fase C, localizada no Município de Candiota, com capacidade instalada de o 350 MW/h. A nova usina foi implantada e entrou em operação comercial em 1 de janeiro de 2011. A energia

gerada pela nova usina foi comercializada no Leilão de Energia, Edital ANEEL 002-2005, realizado em 16 de o dezembro de 2005, para suprimento a 31 distribuidoras de todo o País, pelo período de 15 anos, de 1 de janeiro de 2010 a 31 de dezembro de 2024. Esta usina não será afetada pela Lei nº 12.783/13.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Com a instalação da Candiota III (Fase C), a Companhia passou a contar com potência instalada total de 840 MW/h, cuja geração efetiva atende a despacho do ONS (Operador Nacional do Sistema). Situação financeira A Companhia apresentou no exercício de 2012 um prejuízo de R$ 418.013, ante um lucro de R$ 17.208 no exercício de 2011. Este resultado foi influenciado basicamente pela necessidade que a Companhia teve de adquirir energia a um alto preço, custo totalizado em R$ 335.692 (R$ 49.902 em 31 de dezembro de 2011), conforme descrito na Nota 2, e pela exposição à variação cambial, ainda consequência dos compromissos financeiros assumidos na implantação da UTE Candiota III (Fase C), com efeito líquido negativo de R$ 47.442 (R$ 51.329 em 31 de dezembro de 2011). Das obrigações do passivo circulante, R$ 138.014 (R$ 74.462 em 31 de dezembro de 2011), são referentes ao financiamento da UTE Candiota III (Fase C). Em novembro de 2012 a Companhia concluiu a negociação com a Eletrobras Holding da transformação de parte da dívida que estava contratada em moeda estrangeira (dólar Norte-Americano) para moeda corrente nacional (reais) indexada ao INPC, afastando desta forma a exposição ao risco da oscilação cambial. Para algumas atividades de investimentos, como a revitalização da Fase B da UTE Presidente Médici e do Termo de ajustamento de conduta (TAC) assumido com o IBAMA, a Companhia conta com o apoio financeiro da Eletrobras, através da integralização de recursos destinados ao aumento de capital social (AFAC), cuja movimentação está demonstrada na Nota 23. A Companhia possui empreendimentos que serão afetados pela Lei nº 12.783/13, emitida pelo Governo Federal. Os detalhes desta Lei, bem como seus possíveis efeitos para a Companhia estão descritos na Nota 3.

Desempenho operacional (não auditado pelo auditor independente) A geração total de energia elétrica em 2012 foi de pouco mais de 2.677 GWh, representando uma elevação de aproximadamente 40 % em relação a 2011, basicamente em função da geração média da Fase C ter se mantido em patamares superiores em relação a 2011. A composição da geração total da Eletrobras CGTEE contou com a UTE Candiota III – FASE C que gerou 1.912,261 GWh, UTE Presidente Médici com 722,496 GWh, UTE São Jerônimo com 42,367 GWh e a UTE Nutepa que gerou 115,16 MWh na condição de teste. Em função do volume de venda dos contratos de energia, associado com a entrada em eficácia dos novos valores de garantia física, válidos desde janeiro de 2008, e os problemas técnicos enfrentados pelas Usinas, a Companhia vinha sofrendo penalidades por insuficiência de lastro perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Desde fevereiro de 2009, a Companhia vem adquirindo sistematicamente montantes de energia, através da participação em leilões de venda de energia, evitando a exposição perante a CCEE. As aquisições de energia foram mantidas durante todo o ano de 2012, e serão mantidas até que os índices de disponibilidade estejam recuperados. Diante destas ações, a Companhia vem evitando penalidades, mas prejudicou o desempenho no exercício de 2012 devido ao alto preço da energia adquirida. O cenário tende a ser mais ameno para os demais exercícios, em função das reduções nos contratos (os quais a Companhia não conseguia honrar com geração própria), minorando as aquisições de energia no mercado (Mercado de Curto Prazo e Leilões/Mercado Livre). A Eletrobras CGTEE tentou também compatibilizar a energia contratada com o despacho das suas unidades geradoras, considerando a sazonalidade dos montantes contratados, visando à diminuição do impacto financeiro causado pela exposição da Eletrobras CGTEE ao mercado de energia. Porém, devido aos índices de disponibilidade baixos apresentados no ano de 2012, as estratégias foram prejudicadas, causando uma exposição maior do que a programada inicialmente. A Disponibilidade Geral das Unidades da Eletrobras CGTEE atingiu o índice de 21,55 % na Usina Presidente Médici Fases A+B, 58,71 % na Usina de São Jerônimo e de 70,95 % na UTE Candiota III – Fase C. A UTE

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Nutepa, por solicitação da ANEEL permaneceu fora da operação comercial desde 06 de outubro de 2011 em função do despacho nº 3970 de 16.10.11 até que se realize um teste de comprovação de disponibilidade. Na Eletrobras CGTEE, o Índice de Disponibilidade Geral do ano de 2012 foi de 42,41 %. A disponibilidade ficou levemente superior ao ano de 2011 em função da melhora de performance da UTE Candiota III (Fase C). Já as perspectivas para 2013 são mais otimistas, tendo em vista que durante o terceiro trimestre de 2012 a UG 3 da Usina Presidente Médici retornou a operação confiável depois de longo período em manutenção. Se for analisada somente a disponibilidade média da Fase B deste terceiro trimestre, a marca já seria bem maior do que o ano de 2011. A performance das Unidades, principalmente UG 3 da Fase B e UG 5 da UTE Candiota III, vem apresentando uma melhora significativa após as revisões finalizadas em dezembro de 2012.

Das concessões de serviço público de energia elétrica A Companhia detém as seguintes concessões e autorizações de serviço público de energia elétrica junto à ANEEL, cujo detalhamento, capacidade instalada e prazos de vencimentos estão listados a seguir:

Usinas termelétricas UTE Presidente Médici ( Fases A e B) (i) UTE São Jerônimo (i) UTE Nutepa (i) UTE Candiota III (Fase C) (ii)

Capacidade instalada (MW) (iii) 446 20 24 350

Data da concessão 08/07/1995 08/07/1995 08/07/1955 18/07/2006

Data de encerramento 07/07/2015 07/07/2015 07/07/2015 17/07/2041

(i) Contrato de Concessão n 067, ANEEL. o (ii) Autorização conforme Portaria MME n 304/2008 de 17 de setembro de 2008. (iii) Dados não revisados pelo auditor independente.

Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória 579, regulamentada pelo Decreto 7.805, de 14 de setembro de 2012, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências. As medidas adotadas pelo Governo Federal visam, também, beneficiar os consumidores de energia elétrica através de redução de três componentes tarifárias: custo de geração, custo de transmissão e encargos setoriais. Esta Medida Provisória foi convertida em 11 de janeiro de 2013 na Lei 12.783/2013 e passou a ser regulamentada pelo Decreto 7.891/2013 emitido em 23 de janeiro de 2013. A prorrogação prevista depende ainda da aceitação expressa (Termoeletricidade) dos critérios de remuneração, alocação da energia e padrões de qualidade, constantes da Lei, estando ainda prevista à indenização dos ativos ainda não amortizados ou depreciados com base no valor novo de reposição - VNR, excetuando-se os ativos de transmissão existentes em 31 de maio de 2000, que foram considerados como totalmente amortizados. As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas por meio da aceitação das condições apresentadas pelo Poder Concedente, materializada pela assinatura de Termo Aditivo aos atuais contatos de concessão, nos termos Lei nº 12.783/13, serão licitadas quando do encerramento do atual prazo (2015 – 2017), na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.

3.1

Impactos no negócio geração afetados diretamente pela Lei nº 12.783/13 A expectativa da Companhia é de que no exercício de 2013, após o mesmo processo empreendido pelas hidrelétricas, possa assinar a renovação da sua concessão, cuja intenção já manifestou junto à ANEEL através da Carta PR-169/2012.

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Nos estudos da Eletrobras CGTEE visando definir o VNR dos empreendimentos afetados no imobilizado em serviço foram estimados a partir do Projeto da UTE Candiota III (Fase C), concluída em dezembro de 2010. Foram realizadas as devidas adaptações técnicas para cada usina, levando em conta a vida útil contábil e as respectivas taxas de depreciação conforme Manual de Patrimônio da ANEEL. Os empreendimentos térmicos exigem durante sua vida técnica e econômica a realização de grandes manutenções, “ reformas “ e aprimoramentos de projetos, que recuperam a sua capacidade operacional, e por consequência estendem sua vida útil. Neste aspecto estamos realizando um largo programa de investimentos que foi iniciado em 2010, visando a recuperação da capacidade operacional da Usina Presidente Médici, baseado nos seguintes pontos críticos: 

Substituição de 33 % da área de troca de calor (parede d`água) das caldeiras das unidades 3 e 4, incluindo alteração de projeto;



Substituição total do sistema de supervisão e controle das unidades 3 e 4;



Recuperação dos sistemas de pré-aquecimento de água de alimentação das quatro unidades, através da reforma integral de todos os trocadores de calor;



Reforma integral da torre de refrigeração úmida, incluindo alteração de projeto;



Implantação de sistema de amostragem contínua de água e vapor nas unidades 3 e 4, para controle da qualidade do processo;



Aquisição de rotor de baixa pressão e componentes para uma turbina da fase B, visando recomposição da potência nominal;



Manutenção integral dos geradores elétricos das unidades 3 e 4;



Aquisição de nova planta de produção de água desmineralizada;



Substituição de válvulas de segurança das caldeiras e turbinas.

O programa acima está em sua fase final, restando apenas a instalação de novo rotor da turbina de baixa pressão e manutenção de gerador elétrico, com previsão de execução a partir de abril de 2013 e conclusão da planta de água desmineralizada. As intervenções implicam em recomposição de vida útil dos equipamentos e sistemas. Resultados positivos já são observados, através do significativo aumento de horas de operação da unidade 4 no último ano, passando de 415 horas anuais, anterior às intervenções, para 5.500 horas anuais em 2012. Com estes posicionamentos no Balanço de 2012 através de projeções e estudos de Engenharia a Companhia apurou o VNR das concessões afetadas pelos efeitos da Lei nº 12.783/2013 o qual comentaremos nos efeitos contábeis da nova legislação. No momento atual a companhia não tem como determinar qual será sua receita bruta e líquida após a efetivação do processo de renovação das concessões por falta de regulamentação.

3.2

Informações e decisões da Companhia A Companhia detém concessões de 840 MW de capacidade instalada e como já mencionamos já houve manifestação de nosso interesse na renovação das concessões nas datas previstas em lei que era até 15 de outubro passado, através de correspondência à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

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Em função da falta de regulamentação a companhia aguarda definições como valor da indenização, modelo de contrato, tarifas a serem praticadas e outros detalhes inerentes a nova formatação de negócio proposta pelo Governo. A Companhia esta se preparando para identificar com a máxima celeridade possível estudos para definir após divulgação das regras de renovação para os concessionários os seguintes pontos; 

Potenciais impactos da alocação de cotas para o Mercado Regulado (cativo-distribuidoras);



Tributação da indenização e outros impactos tributários;



Empréstimos e financiamentos vinculados às concessões diretamente pela Lei nº 12.783/13 e impactos nas clausulas restritivas dos empréstimos (covenants);



Passivo sócio ambiental, passivos relacionados às ações judiciais e contingências;



Riscos não contemplados na definição da tarifa.

Estes impactos refletem diretamente a modelagem a ser utilizada para a geração termoelétrica pela falta de regulamentação. A Companhia detém as seguintes concessões afetadas pela Lei nº 12.783/13:

Como concessão não afetada pela Lei nº 12.783/2013 a companhia detém a permissão da UTE Candiota III (Fase C) até 2041, que no momento não é atingida pela alteração da legislação.

3.3

Apresentação dos impactos contábeis A Companhia no Balanço de 31/12/2012 identificou como único impacto possível de mensuração, através de estudos internos da companhia, foi a questão do VNR (Valor Novo de Reposição) a ser utilizado como possível de indenização conforme previsão legal e expectativa da companhia. Este impacto a companhia apurou no que tange ao Ativo Imobilizado em Serviço e em Curso apontando a necessidade provisão de R$ 23.948 lançados como redutor destes ativos. Este valor reflete a expectativa de não serem indenizados as unidades geradoras da UTE São Jerônimo, UTE NUTEPA e UTE Candiota II (Fase A) e parcela de imobilizados em curso não passíveis de indenização por não caracterizarem expansão ou melhoria. No quadro abaixo apresentamos o resumo relativo a este impacto contábil:

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Apresentação das demonstrações financeiras

4.1

Declaração de conformidade As demonstrações financeiras da Companhia compreendem as demonstrações financeiras individuais da Companhia preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil - BR GAAP. As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem aquelas incluídas na legislação societária brasileira e os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC). As presentes demonstrações financeiras foram aprovadas pela diretoria da Companhia em 25 de março de 2013.

4.2

Base de elaboração As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto por determinados instrumentos financeiros, ativos e passivos, mensurados pelos seus valores justos, conforme descrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em troca de ativos. A preparação de demonstrações financeiras requer o uso de certas estimativas contábeis críticas e também o exercício de julgamento por parte da administração da Companhia no processo de aplicação de suas políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível de julgamento e possuem maior complexidade, bem como as áreas nas quais premissas e estimativas são significativas para as demonstrações financeiras consolidadas, estão divulgadas na Nota 5.1.

4.3

Mudanças nas políticas contábeis e divulgações Em 2012, houve alterações e novas interpretações das normas internacionais de relatórios financeiros a seguir indicadas: IFRS 7 (Instrumentos financeiros); IFRS 9 (Instrumentos financeiros); IFRS 10 (Demonstrações financeiras consolidadas); IFRS 11 (Negócios em conjunto); IFRS 12 (Divulgação de participações em outras entidades); IFRS 13 (Mensuração do valor justo); IAS 1 (Apresentação das demonstrações contábeis); IAS 16 (Ativo imobilizado); IAS 19 (Benefícios a empregados); IAS 32 (Instrumentos financeiros) e IFRIC 20 (Custos de extração na fase de produção de mina de superfície).

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As alterações e interpretações foram publicadas e são obrigatórias para os períodos contábeis iniciados após 1º de janeiro de 2013, e não houve adoção antecipada dessas normas por parte da Companhia.

Principais práticas contábeis

(a)

Caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, e quando aplicáveis outros investimentos de curto prazo de alta liquidez com vencimentos originais de 90 dias ou menos, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor.

(b)

Instrumentos financeiros A Companhia classifica seus ativos financeiros sob as seguintes categorias: mensurados ao valor justo por meio do resultado e empréstimos e recebíveis. A classificação depende da finalidade para a qual os ativos financeiros foram adquiridos. A administração determina a classificação de seus ativos financeiros no reconhecimento inicial.

(i)

Ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado Os ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado são ativos financeiros mantidos para negociação. Um ativo financeiro é classificado nessa categoria se foi adquirido, principalmente, para fins de venda no curto prazo. Os ativos dessa categoria são classificados como ativos circulantes.

(ii)

Empréstimos e recebíveis Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São apresentados como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data de emissão do balanço (estes são classificados como ativos não circulantes). Os empréstimos e recebíveis da Companhia compreendem "Contas a receber de clientes" e "Caixa e equivalentes de caixa".

(c)

Títulos e valores mobiliários São ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado, mantidos para negociação ativa e frequente. Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor de ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado são apresentados na demonstração do resultado em "Resultado financeiro" no exercício em que ocorrem.

(d)

Clientes Registradas pelo suprimento de energia elétrica realizado até a data das demonstrações financeiras, com base nas disposições contratuais e no regime de competência. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é avaliada levando em consideração os riscos na apuração de perdas na realização dos créditos.

(e)

Almoxarifado Refere-se a materiais em estoque destinados à manutenção das operações e é demonstrado ao custo médio das compras que não excede ao valor de mercado.

(f)

Direito de ressarcimento Registrada pelos valores a receber da Eletrobras decorrente de subvenção para aquisições de combustíveis

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fósseis com recursos da Conta de Consumo de Combustível (CCC) e também da Conta de Desenvolvimento o Energético (CDE), de acordo com a Resolução Normativa ANEEL n 129/2004. (g)

Depósitos judiciais Existem situações em que a Eletrobras CGTEE questiona a legitimidade de determinados passivos ou ações movidas contra si. Por conta destes questionamentos, ou por estratégia da Companhia ou ordem judicial para garantia de liquidação dos processos movidos contra a empresa, são realizados depósitos judiciais. Os depósitos são atualizados monetariamente e apresentados como dedução do valor de um correspondente passivo constituído quando não houver possibilidade de resgate dos depósitos, a menos que ocorra desfecho favorável da questão para a Companhia.

(h)

Conversão de moeda estrangeira As transações em moeda estrangeira são convertidas para reais (moeda funcional) usando-se as taxas de câmbio em vigor nas datas das transações. Os saldos das contas de balanço são convertidos pela taxa cambial da data do balanço. Ganhos e perdas cambiais resultantes da liquidação dessas transações e da conversão de ativos e passivos monetários denominados em moeda estrangeira são reconhecidos na demonstração do resultado. As variações cambiais sobre itens monetários são reconhecidas no resultado no exercício em que ocorrerem exceto variações cambiais decorrentes de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira relacionados a ativos em construção para uso produtivo futuro, que estão inclusas no custo desses ativos quando consideradas como ajustes aos custos com juros dos referidos empréstimos.

(i)

Imobilizado O imobilizado é demonstrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido de depreciação acumulada calculada pelo método linear. Para os bens existentes em 31 de dezembro de 2012, os saldos contábeis registrados nos respectivos Tipos o de Unidades de Cadastro (TUCs), conforme determina a Resolução ANEEL n 367, de 2 de junho de 2009, estão depreciados a taxas anuais constantes na "Tabela XVI - taxas de depreciação" anexa à referida Resolução, descritas na Nota 13, que refletem a vida útil estimada dos bens até a referida data. o

Em todos os bens adquiridos a partir de 1 de janeiro 2010 foram aplicadas as normativas advindas da o Resolução ANEEL n 367/2009 que aprovou o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE), com suas respectivas TUCs, Unidades de Adição e Retirada (UARs) e a respectiva tabela de depreciação acima citada. Em relação ao imobilizado em curso, de acordo com o MCPSE, e regras emanadas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis através do CPC 27, em conjunto com OCPC 05, juros e outros encargos financeiros (variações monetárias e cambiais) relacionados aos empréstimos, efetivamente aplicados em construções em andamento, são registrados nesta conta como parte dos custos, limitados à aplicação da taxa de juros WACC (custo médio ponderado de capital). Os custos diretos com pessoal, serviços e outras despesas das obras e dos investimentos em andamento estão sendo apropriados os efetivamente alocados nos respectivos projetos. Os materiais em almoxarifado destinados a imobilizações estão classificados no ativo imobilizado em curso, sendo demonstrados ao custo médio de aquisição, que não excede ao valor de mercado. A Companhia irá enviar à ANEEL até 31 de março de 2013 o Relatório de Controle Patrimonial (RCP), previsto na Resolução 367/2009 e Resolução CFC nº 1.400/2012. (j)

Intangível

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O intangível refere-se a licenças adquiridas de programas de computador que são capitalizadas e amortizadas ao longo de sua vida útil estimada, pelas taxas descritas na Nota 14. (k)

Redução ao valor recuperável de ativos Em atendimento aos requisitos emanado pelo CPC 01 - "Redução ao valor recuperável de ativos" a Companhia realizou os testes necessários a fim de verificar eventuais reduções ao valor recuperável de seus ativos. Nas análises realizadas, foi considerada no fluxo de caixa a estimativa de indenização pelo poder concedente o do valor residual do ativo imobilizado, conforme previsto no contrato de concessão n 67/2000-ANEEL, cláusula 11 - "Extinção e reversão dos bens na subcláusula 2a". Para as Unidades UTE Candiota II (Fase A), DTPJ e DTPP não houve teste de impairment em função de que para estas unidades não há previsão de indenização dos ativos pelo tempo de operação, gerando uma necessidade de provisão no valor de R$ 23.948. No que se refere a UTE Candiota II (Fase B) mesmo com o estudo do VNR determinando uma parcela a ser baixada por não ter características passíveis de indenização, a companhia por orientação da Controladora efetuou os testes para o período de 2013 a 2015, a uma taxa definida para desconto do fluxo de caixa definida para o Sistema Eletrobras de 4,98%, resultou em um impairment de R$ 47.600. Para a UTE Candiota III (Fase C), em função de ser uma unidade nova e já ter ocorrido a comercialização de sua produção, não há, nesse momento, indicadores de perspectivas de perdas para estes ativos. Além disso, conforme testes de fluxos de caixa projetados realizados pela Companhia, os fluxos presentes líquidos superam o valor contábil do ativo.

(l)

Custos de empréstimos Os custos de empréstimos atribuíveis diretamente à aquisição, construção ou produção de ativos qualificáveis, os quais levam, necessariamente, um período de tempo substancial para ficarem prontos para uso ou venda pretendida, são acrescentados ao custo de tais ativos até a data em que estejam prontos para o uso ou a venda pretendida, como descrito no item “i” acima. Todos os outros custos com empréstimos são reconhecidos no resultado do exercício em que são incorridos.

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro O imposto de renda e a contribuição social sobre o lucro são calculados com base no lucro ajustado pelas adições e exclusões permanentes (lucro real) e por prejuízos fiscais acumulados e base negativa da contribuição social, aplicando-se as alíquotas vigentes. O imposto de renda e contribuição social diferidos são reconhecidos somente na proporção da probabilidade de que lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas. Como há, nesse momento, incertezas quanto a evidências de resultados positivos para os próximos exercícios, e a Companhia apresenta histórico de prejuízos, não foram registrados nas demonstrações financeiras os efeitos do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais e bases negativas da contribuição social e sobre diferenças temporariamente não dedutíveis. O Regime Tributário de Transição (RTT) terá vigência até a entrada em vigor de lei que discipline os efeitos fiscais dos novos métodos contábeis, buscando a neutralidade tributária. O regime foi optativo nos anos-calendário de 2008 e de 2009 e obrigatório a partir de 2010, respeitando-se: (i) aplicar ao biênio 2008-2009, não a um único ano-calendário; e (ii) manifestar a opção na Declaração de Informações Econômico-Financeiras da Pessoa Jurídica (DIPJ). A Companhia optou pela adoção do RTT em 2009. Consequentemente, para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro, a Companhia utilizou das prerrogativas definidas no RTT.

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(n)

Outros direitos e obrigações Os demais ativos e passivos circulantes e não circulantes estão atualizados até a data das demonstrações financeiras, quando legal ou contratualmente exigidos.

(o)

Apuração do resultado A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços no curso normal das atividades da Companhia. A receita de vendas é apresentada líquida dos impostos incidentes, das devoluções, encargos e outras deduções similares. A Companhia reconhece a receita quando: (i) o valor da receita pode ser mensurado com segurança; (ii) é provável que benefícios econômicos futuros fluirão para a Companhia; e (iii) quando critérios específicos tiverem sido atendidos. A Eletrobras CGTEE reconhece as receitas de vendas de energia em contratos bilaterais, leilões e spot no mês de suprimento de energia de acordo com os valores constantes dos contratos e estimativas da administração da Companhia, ajustados posteriormente por ocasião da disponibilidade dessas informações. As receitas financeiras são reconhecidas conforme o prazo decorrido, usando o método da taxa de juros efetiva, registradas contabilmente em regime de competência e são representadas principalmente por rendimentos sobre aplicações financeiras, juros e descontos obtidos. As despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

(p)

Ajuste a valor presente Em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 12 - "Ajuste a Valor Presente", a Companhia não identificou ajustes a valor presente relevantes nos saldos de seus ativos, passivos e resultado.

(q)

Benefícios pós-emprego - obrigações de aposentadoria A Companhia oferece aos seus empregados diversos benefícios, entre os quais o plano de previdência, plano de assistência médica, participação nos lucros e resultados, dentre outros. A Companhia tem plano de benefício definido. Os planos de benefício definido estabelecem um valor de benefício de aposentadoria que um empregado receberá em sua aposentadoria, normalmente dependente de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço e remuneração, conforme Nota 31. Conforme descrito na Nota 31, a administração decidiu mudar a política contábil de reconhecimento dos ganhos e perdas atuariais em 2010, os quais eram reconhecidos pelo método do "corredor" e passaram a ser reconhecidos no período em que ocorrerem em outros resultados abrangentes conforme orientações do CPC 33 - "Benefícios a Empregados". A provisão atuarial referente o plano de previdência é reconhecido com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente.

(r)

Outras obrigações pós-emprego A Companhia instituiu em 1997, um plano de aposentadoria incentivada, que possibilitou aos empregados aposentados pelo INSS, o afastamento do trabalho com manutenção de seus rendimentos até atingir 55 anos, data de sua aposentadoria pela Fundação CEEE de Seguridade Social. Os custos esperados desses benefícios são acumulados durante o período do emprego até a idade de 55 anos, dispondo da mesma metodologia contábil que é usada para os planos de pensão de benefício definido. Os ganhos e as perdas atuariais decorrentes de ajustes com base na experiência e na mudança das premissas atuariais são debitados ou creditados ao resultado e resultado abrangente no período esperado de serviço remanescente dos empregados. Essas obrigações são avaliadas, anualmente, por atuários

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independentes qualificados. (s)

Provisões Reconhecida em montante considerado suficiente para cobrir as perdas prováveis conforme estimativa dos assessores jurídicos da Companhia. As provisões para restauração ambiental e ações judiciais (trabalhista, civil e tributária) são reconhecidas quando: (i) a Companhia tem uma obrigação presente ou não formalizada (constructive obligation) como resultado de eventos passados e (ii) é provável que uma saída de recursos seja necessária para liquidar a obrigação. Quando houver uma série de obrigações similares, a probabilidade de liquidá-las é determinada levando-se em consideração a classe de obrigações como um todo. Uma provisão é reconhecida mesmo que a probabilidade de liquidação relacionada com qualquer item individual incluído na mesma classe de obrigações seja pequena. As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para liquidar a obrigação, usando uma taxa antes dos efeitos tributários, a qual reflita as avaliações atuais de mercado do valor do dinheiro no tempo e dos riscos específicos da obrigação. O aumento da obrigação em decorrência da passagem do tempo é reconhecido como despesa financeira.

(t)

Participação nos lucros A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos resultados com base em uma fórmula que leva em conta o lucro atribuível aos acionistas da Companhia após certos ajustes. O reconhecimento dessa participação é usualmente efetuado quando do encerramento do exercício, momento em que o valor pode ser mensurado de maneira confiável pela Companhia.

(u)

Distribuição de dividendos A distribuição de dividendos para os acionistas da Companhia é reconhecida como um passivo nas demonstrações financeiras ao final do exercício, com base no estatuto social da Companhia. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é provisionado na data em que são aprovados pelos acionistas, em Assembleia Geral.

(v)

Demonstração do Valor Adicionado (DVA) Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado período e é apresentada pela Companhia, como parte de suas demonstrações financeiras individuais como informação suplementar pois não é uma demonstração prevista nem obrigatória para Companhias de capital fechado. A DVA foi preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis que servem de base de preparação das demonstrações financeiras e seguindo as disposições contidas no CPC 09 - "Demonstração do Valor Adicionado". Em sua primeira parte apresenta a riqueza criada pela Companhia, representada pelas receitas (receita bruta das vendas, incluindo os tributos incidentes sobre a mesma, as outras receitas e os efeitos da provisão para créditos de liquidação duvidosa), pelos insumos adquiridos de terceiros (custo das vendas e aquisições de materiais, energia e serviços de terceiros, incluindo os tributos incluídos no momento da aquisição, os efeitos das perdas e recuperação de valores ativos, e a depreciação e amortização) e o valor adicionado recebido de terceiros (receitas financeiras e outras receitas). A segunda parte da DVA apresenta a distribuição da riqueza entre pessoal, impostos, taxas e contribuições, remuneração de capitais de terceiros e remuneração de capitais próprios.

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5.1

Estimativa e julgamentos contábeis Estimativas contábeis são aquelas decorrentes da aplicação de julgamentos subjetivos e complexos, por parte da administração da Companhia, frequentemente como decorrentes da necessidade de reconhecer impactos importantes para demonstrar adequadamente a posição patrimonial e de resultado da Companhia. As estimativas contábeis tornam-se críticas à medida que aumenta o número de variáveis e premissas que afetam a condição futura dessas incertezas, tornando os julgamentos ainda mais subjetivos e complexos. Na preparação das presentes demonstrações financeiras da Companhia, a administração adotou estimativas e premissas baseadas na experiência histórica e outros fatores que entendem como razoáveis e relevantes para a sua adequada apresentação. Ainda que estas estimativas e premissas sejam permanentemente monitoradas e revistas pela administração da Companhia, a materialização sobre os valores contábeis de ativos e passivos e de resultado das operações são inerentemente incertos, por decorrer do uso de julgamento.

Caixa e equivalentes de caixa

2012 Caixa e depósitos bancários à vista Aplicações financeiras Total

2011

4.137 22.658 26.795

4.640 4.640

Em 27 de fevereiro de 2012, as aplicações da Companhia foram transferidas para um fundo extramercado multicotistas, conforme nota 7.

Títulos e valores mobiliários 2012 Letras financeiras do Tesouro Nacional – LFT Operações compromissadas Total

2011 -

57.462 8.658 66.120 o

Em 30 de novembro de 2011, o Banco Central do Brasil emitiu a Resolução BACEN n 4.034, que altera a o o o o o redação dos arts. 2 e 4 - da Resolução n 3.284, de 25 de maio de 2005; e o 1 da Resolução n 2.423, de 23 de setembro de 1997; e ainda dá outras providências. Em síntese, a mudança retirou as Letras Financeiras do Tesouro (LFTs) da composição das carteiras dos fundos de investimentos extramercado, fato este que alterou totalmente a política de investimentos da Eletrobras e empresas do grupo na BB Gestão de recursos distribuidora de títulos e valores mobiliários S.A. (BB DTVM), principalmente aquelas que mantinham fundos exclusivos - como era o caso da Companhia. Dentro das possibilidades propostas pela BB DTVM e considerando a situação de todas com relação à necessidade de liquidez diária, bem como a diminuição dos riscos com relação aos rendimentos, a extinção dos fundos exclusivos e a migração para o Fundo de Investimento Extramercado (FAE) (Multicotistas) seria a estratégia mais indicada, inclusive com redução na taxa de administração. A Companhia migrou para o Fundo Extramercado Multicotistas em 27 de fevereiro de 2012.

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Clientes

Vincendos

Suprimento de energia Total

Vencidos até 90 dias

Vencidos há mais de 90 dias

7.449 7.449

3.357 3.357

74.829 74.829

2012

2011

85.635 85.635

79.394 79.394

A Companhia não apresenta Provisão para Devedores Duvidosos por ter garantia de recebimentos dos Direitos a Receber por venda de energia em normativas do Órgão Regulador.

Tributos a recuperar

2012

(i)

2011

IRPJ/CSLL a recuperar IR retido na fonte PIS/PASEP/COFINS a recuperar - Lei 11.196/05 (i) Antecipações de IRPJ e CSLL Outros Total Circulante

666 495 7.532 3.520 1.333 13.546

1.095 1.593 7.206 28.464 843 39.201

ICMS a recuperar (ii) Total Não Circulante Total

9.989 9.989 23.535

4.944 4.944 44.145

PIS-PASEP/COFINS - Lei n 11.196/05, art. 109 A Companhia vinha apurando pela sistemática não cumulativa as Contribuições para o Programa de Integração Social – PIS/Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público - PASEP, no período de dezembro de 2002 até fevereiro de 2006 e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social COFINS, no período de fevereiro de 2004 até fevereiro de 2006, ambas incidentes sobre a receita oriunda dos contratos iniciais com as concessionárias RGE, AES SUL e CEEE com alíquotas de 1,65% (PIS-PASEP) e 7,6% (COFINS), com base na interpretação introduzida pela IN SRF nº 468, de 8 de novembro de 2004. Tal interpretação definiu o conceito de preço predeterminado, utilizado na Lei nº 10.833/03, art. 10, inciso XI, alíneas "b" e "c", estabelecendo os parâmetros para determinar a forma de tributação da principal receita da Companhia. Através da edição da Lei nº 11.196, de 21 de novembro de 2005, ocorreu nova interpretação do conceito de preço predeterminado, fazendo com que a Companhia passasse a apurar as contribuições ao PIS-PASEP e COFINS pela sistemática cumulativa e consequentemente com alíquotas de 0,65% (PIS-PASEP) e 3% (COFINS). Como resultado da revisão das bases de cálculo das apurações do PIS-PASEP e COFINS, para os períodos em que a Companhia recolheu estas contribuições pelo regime não cumulativo, foram detectados

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pagamentos a maior no valor de R$ 14.042, representado por créditos de R$ 14.828 (valores pagos a maior), e débitos de R$ 786 (valores pagos a menor). Estes valores estavam sendo utilizados na compensação de débitos de tributos federais. Em função do procedimento de fiscalização pela Secretaria da Receita Federal, não foi possível durante o exercício de 2007 fazer todas as retificações das declarações necessárias. Com isso, a Companhia ficou impossibilitada de fazer os recolhimentos dos débitos e a utilização dos créditos, mantendo a atualização dos valores. No segundo e terceiro trimestres de 2008, a Companhia procedeu às retificações das declarações para o período de abril de 2003 a fevereiro de 2006, com exceção dos meses de novembro e dezembro de 2004, janeiro, março, abril, maio, junho e julho de 2005. Para os meses citados acima, a Companhia aguarda julgamento por parte da Receita Federal do Pedido Administrativo solicitando a utilização dos créditos, em razão da impossibilidade da execução via internet, em função dos pagamentos terem sido executados via pedido de compensação (PERDCOMP). (ii)

ICMS a recuperar Os créditos fiscais de ICMS no valor de R$ 9.989 em 2012 (R$ 4.944 em 2011) originaram-se, principalmente, das operações de compra de Cal e outros. Atualmente, o ICMS sobre as saídas por venda de energia elétrica para as concessionárias é diferido, conforme Livro III, art. 1º do regulamento do ICMS do Estado do Rio Grande do Sul. Entretanto, esses créditos poderão ser realizados através da compensação com pagamentos devidos pela importação de equipamentos, aquisição de cal do Uruguai e de transferências para outras empresas estabelecidas no Estado do Rio Grande do Sul, não sendo esperadas perdas pela administração da Companhia na realização dos referidos créditos. No ano de 2012, a Companhia utilizou R$ 1.594 para a compensação em pagamentos de ICMS sobre a importação de equipamentos no valor de R$ 297 milhões da construção da UTE Candiota III - Fase C, e em aquisição de Cal no valor de R$ 1.297 para o dessulfurizador da UTE Candiota III - Fase C. Cabe destacar que a integralidade dos créditos registrados nesta rubrica esta validado junto à Secretaria da Fazenda do Estado do Rio Grande do Sul para futura compensação.

Direito de ressarcimento – CCC / CDE

2012 CCC/CDE Total

64.176 64.176

2011 44.038 44.038

Esta rubrica é composta pelos valores a receber da Eletrobras decorrente de subvenção para aquisições de combustíveis fósseis com recursos da Conta de Consumo de Combustível – CCC, e também, da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 129/2004.

O saldo em 31 de dezembro de 2012 e 2011 tem a seguinte composição: Ressarcimentos CCC UTE Candiota III - Fase C – (a) CDE UTE Candiota II – Fases A e B – (a) ANEEL Termo de Notificação TN-025/2011 (b) Outros (c) Total

2012

2011 12.166 22.102 27.926 1.982 64.176

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

8.260 23.464 10.554 1.760 44.038

a) Refere-se ao ressarcimento de combustíveis dos meses de novembro e dezembro de 2012, cujas faturas já estão pagas, e que esta em trâmites para liberação pela Eletrobras. b) Trata-se de Termo de Notificação da ANEEL que determina a suspensão do reembolso de despesas com cinzas e operação no pátio de carvão. A Companhia apresentou impugnação a este termo, alegando que cabe ao Ministério das Minas e Energia (MME) definir os procedimentos de ressarcimento dessas despesas, através da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Houve decisão de procedência do pedido da Companhia, mas o valor ainda não foi ressarcido devido à apresentação de recurso pela Associação Nacional dos Consumidores de Energia (ANACE); c) Parcela não ressarcida que aguarda a quitação dos meses de novembro e dezembro de 2012 pela Eletrobras. Com a quitação, a Companhia considerará o saldo como combustível próprio, em seu estoque. O não ressarcimento dá direito a Companhia de propriedade sobre o combustível, que até o momento não foi consumido, portanto não é custo.

Almoxarifado

2012 Material de consumo Combustíveis Total

22.767 52.913 75.680

2011 27.083 49.605 76.688

Esta rubrica é constituída da aplicação de recursos em materiais e combustíveis destinados a atividade operacional da Companhia.

Outros ativos

2012 Adiantamentos a empregados Adiantamentos a fornecedores Pagamentos antecipados - prêmio e apropriação de seguros Alienação de bens e direitos Desativações em curso Outros devedores Total

358 3.739 8 286 4.391

2011 439 2.035 7 (94) 221 127 2.735

Os adiantamentos a fornecedores constituem-se de antecipações contratuais vinculados ao Contrato de Manutenção da UTE Candiota II – Fase B, destinadas à manutenção e melhoria do desempenho operacional, mas que não se enquadram como imobilizado, por não representarem acréscimo patrimonial ou aumento de vida útil.

Imobilizado O saldo foi assim movimentado no exercício:

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011 Em serviço Depreciação Em curso Total Geração

Transferências curso/serviço

Baixas

2012

3.165.987 (1.714.060) 250.549 1.702.476

(78.056) 95.798 17.742

(5.304) 4.263 (1.041)

22.996 (18.350) (1.125) 3.521

3.183.679 (1.806.203) 345.222 1.722.698

14.451 (6.293) 2.092 10.250

(1.310) 1.493 183

(171) 167 (4)

(1.977) 524 (2.068) (3.521)

12.303 (6.912) 1.517 6.908

Em serviço Depreciação Em curso Total Administração Provisão para perdas com a Lei 12.783/13 Total

Adições

(71.548)

1.712.726

17.925

(72.593)

1.658.058

Estão registrados no imobilizado como redutor na conta Provisão para Ajustes de Recuperação de Ativos o valor de R$ 71.548 mil, referente às expectativas de perda gerada na realização dos estudos do VNR conforme Nota 3.3, e os estudos do CPC 01 relativo ao impairment da UTE Candiota II (Fase B) conforme Nota 5 item k. No exercício de 2011, o imobilizado apresentou a seguinte movimentação: 2010

Em serviço Depreciação Em curso Total Geração Em serviço Depreciação Em curso Total Administração Total

Adições

Baixas

Transferências curso/serviço

2011

1.864.224 (1.646.644) 1.290.081 1.507.661

(86.958) 284.308 197.350

(20.421) 19.546 (875)

1.322.184 (4) (1.323.840) (1.660)

3.165.987 (1.714.060) 250.549 1.702.476

12.771 (5.299) 927 8.399

(1.129) 1.626 497

(437) 131 (306)

2.117 4 (461) 1.660

14.451 (6.293) 2.092 10.250

197.847

(1.181)

1.516.060

1.712.726

Atendendo orientação da ANEEL, contida no Ofício n 965/2002-SFF/ANEEL, de 7 de outubro de 2002, a Companhia tem sob sua guarda bens (materiais e equipamentos) recebidos da União destinados ao empreendimento UTE Candiota III - Fase C, em regime especial de utilização, sem ônus para a Companhia, no valor de R$ 189.292, tendo como base a data de 30 de abril de 2000, conforme avaliação constante do o Relatório do Grupo de Trabalho instituído pela Portaria Interministerial n 19, de 28 de janeiro de 2000. Este valor não será incorporado ao ativo imobilizado da Companhia e, portanto, não é sujeito à indenização quando do término do prazo de concessão. Em 16 de fevereiro de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL publicou a Resolução Normativa nº 474/2012 que revisou o tempo de vida útil dos bens estabelecendo novas taxas anuais de depreciação para os ativos em serviço outorgado do Setor Elétrico. Tais alterações passaram a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2012 e trouxeram mudanças em relação às últimas estimativas de vida útil e taxas de depreciação adotadas até 31 de dezembro de 2011, para o ativo imobilizado em serviço.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

A seguir, são apresentadas as taxas praticadas em cada exercício:

2012 Geração Caldeira Chaminé Equipamento ciclo térmico Equipamentos da tomada d'água Edificações - casa de força Edificações - outras Máquinas e equipamentos Reservatórios, barragens e adutoras Turbina a vapor Veículos Administração Máquinas e equipamentos Móveis e utensílios Veículos

2011

4,0% 4,0% 4,6% 3,7% 2,0% 3,3% 2,0 a 6,7% 2,0% 4,0% 14,3%

5,0% 4,0% 4,5% 3,7% 2,0% 4,0% 2,0% a 10,0% 2,0% 4,0% 20,0%

6,3% 6,3% 14,3%

10,0% 10,0% 20,0%

A Companhia através da edição do MCPSE de 02 de junho de 2009 revisou o cadastro de propriedade, ajustando eventuais divergências à nova sistemática regulamentada para o setor (Resolução ANEEL nº367/2009). O Relatório de Controle Patrimonial - RCP do exercício de 2012 deverá ser enviado até 31 de março de 2013. Sobre os ativos operacionais das Usinas da CGTEE não paira nenhuma garantia fiduciária ou judicial sore os mesmos. Com relação aos Ativos da UTE Candiota II (Fases A e B) a Companhia tem assinado um TAC (Termo de Ajustamento de Conduta) junto ao IBAMA descrito na Nota 21 item (ii). Os bens adquiridos ou em aquisição estão registrados no Ativo Imobilizado em curso.

Custos de financiamentos de Imobilizado 2012 Projeto

Investimento

Projeto de Revitalização UTE Candiota II - Fase B

204.768

Juros 7.128

Tx. Média 3,481%

2011 Projeto

Investimento

Projeto de Revitalização UTE Candiota II - Fase B

162.661

Juros 5.469

Tx. Média 3,362%

Mensalmente são agregados ao custo de aquisição do imobilizado em formação os juros incorridos sobre os financiamentos, considerando os seguintes critérios para capitalização: i) Período de capitalização ocorre quando o ativo qualificável encontra-se em fase de construção, sendo encerrada a capitalização de juros quando o respectivo item recebe a certificação de disponível para utilização; ii) Os juros são capitalizados considerando as taxas específicas de cada financiamento tomado para cada projeto. É utilizada a taxa média ponderada divulgada pela Eletrobras Holding, quando esta for menor que a taxa de cada projeto; iii) Os juros capitalizados mensalmente não excedem o valor das despesas de juros apuradas no período de capitalização;

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

iv) Os juros capitalizados passam a compor o custo do bem em construção e quando este entrar em operação, os juros, serão depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil estimada determinados para o item ao qual foram incorporados. v) Os ganhos sobre investimentos decorrentes da aplicação temporária dos recursos obtidos com empréstimos e financiamentos específicos ainda não gastos com o ativo qualificável são deduzidos dos custos com empréstimos e financiamentos elegíveis para capitalização, quando o efeito é material. Todos os demais custos com empréstimos e financiamentos são reconhecidos no resultado do exercício em que são incorridos.

Intangível Em 2012, o ativo intangível apresentou a seguinte movimentação:

2011 Em serviço Custo Amortização Em curso Custo Total

Adições

2012

10.802 (10.454)

1.271 (329)

12.073 (10.783)

297

232

529

645

1.174

1.819

O saldo de ativos intangíveis em serviço, bem como as adições do exercício, referem-se à aquisições em Direito de Uso de Softwares. A taxa anual de amortização utilizada pela Companhia é a prevista no MCPSE, aprovado pela Resolução ANEEL nº 367/2009, relativa ao Tipo de Bem - TIB 205, item 205.01 (Direito) 205.02 (Marca), e 205.03 (Patente) - 20% ao ano. Em 2011, o ativo intangível apresentou a seguinte movimentação:

2010 Em serviço Custo Amortização Em curso Custo Total

Adições

Baixas

10.812 (9.362)

(1.100)

259

1.709

(1.062)

Transferências

2011

(2) -

(8) 8

297

(2)

645

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

10.802 (10.454)

Fornecedores

Materiais e serviços (a) Suprimento de energia elétrica (b) Encargos de uso da rede elétrica (b) Aquisição de combustíveis (c) Total

(a)

2012

2011

40.001 206.876 3.055 16.035 265.967

22.002 86.287 1.465 14.814 124.568

Aquisição de Combustiveis Referem-se a compras de materiais, serviços e outras aquisições para atender projetos em execução (Revitalização e Adequação Ambiental da UTE Presidente Médice/Candiota) e para operação normal das unidades produtivas da Companhia a serem liquidados em seus respectivos prazos de vencimento no inicio do exercício de 2012.

(b)

Suprimento de Energia e Encargos de Uso da Rede Elétrica Refere-se à provisão para Liquidação Especial da AES SUL (Nota 31 (a)) no valor de R$ 1.829 em 2012 (R$ 1.829 em 2011) e às penalidades da CCEE que estão em discussão judicial com exigibilidade suspensa no valor de R$ 38.709 em 2012 (R$ 38.709 em 2011), conforme apresentado na Nota 19 (c). Também constam os valores de R$ 87.336 (R$ 7.531 em 2011) para (CCEE) e R$65.454 em 2012 (R$ 38.190 em 2011) para (CHESF), R$ 6.940 em 2012 para (Bolt), R$ 5.750 em 2012 (CPE) e R$ 3.065 para (Safira) referentes à contratação de suprimento de energia elétrica adquiridos através de Leilões e no Mercado de Curto Prazo. Constam ainda nesta conta os compromissos com os encargos do uso da rede elétrica.

(c)

Aquisição de combustíveis Referem-se a compras de combustíveis para produção de Energia Elétrica destinados as unidades operativas da Companhia.

Tributos e contribuições sociais a recolher

2012

IRPJ CSLL PIS/PASEP COFINS ISS de terceiros IRPJ, CSLL, PIS/PASEP/COFINS de terceiros INSS SENAI/SESI FGTS Total

360 8.780 2.339 157 903 12.539

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011

6.253 2.302 656 3.109 832 6.882 2.161 215 840 23.250

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Financiamentos e empréstimos

17.1

Composição

2012 Encargos Moeda estrangeira Eletrobras Total Moeda estrangeira Moeda nacional Eletrobras Total Moeda nacional Total

2011

Não circulante

Circulante

Total

Encargos

Circulante

Não circulante

Total

392 392

64.962 64.962

611.709 611.709

677.063 677.063

5.582 5.582 5.582

184.945 184.945 184.945

870.507 870.507 870.507

1.061.034 1.061.034 1.061.034

1.052 1.052 1.444

98.717 98.717 163.679

225.016 225.016 836.725

324.785 324.785 1.001.848

Os financiamentos e empréstimos existentes se destinaram a viabilizar a construção da UTE Candiota III (Fase C) e, também, para viabilizar as compras de energia que a Companhia necessitou nos últimos exercícios. Em função do impacto negativo no seu resultado causado pela variação cambial incidente sobre os empréstimos em moeda estrangeira, a Companhia os renegociou em novembro de 2012, e conseguiu transferir todo o saldo de moeda estrangeira para moeda nacional.

17.2

Composição dos saldos por indexador

2012 Selic IPCA Dólar Juros contratuais Total

118.273 811.963 130.798 1.061.034

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011 74.173 99.216 677.062 151.397 1.001.848

17.3

Vencimentos das parcelas do passivo não circulante

2013 2014 2015 2016 2017 Após 2017 Total Não Circulante

17.4

2012

2011

143.543 163.430 126.236 96.651 340.647 870.507

112.359 103.989 126.160 104.160 70.694 319.363 836.725

Movimentação dos financiamentos e empréstimos

Saldo em 31/12/2010 Ingressos Encargos Variação cambial (-) Amortizações Saldo em 31/12/2011

920.207 77.436 12.803 78.034 (86.632) 1.001.848

Saldo em 31/12/2011 Ingressos Encargos Variação cambial (-) Amortizações Saldo em 31/12/2012

1.001.848 769.583 33.532 114.498 (858.427) 1.061.034

Do total de ingressos no exercício de 2012, R$ 700.828 referem-se à transferência para moeda nacional, do saldo em moeda estrangeira dos financiamentos e empréstimos, conforme comentado na nota 17.1, com reflexo no saldo de amortizações. Estes empréstimos e financiamentos não geram qualquer gravame sobre os bens patrimoniais da companhia. As garantias oferecidas são constituídas sobre os contratos de Suprimento de Energia mantido com as distribuidoras.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Encargos setoriais

2012

2011

RGR Taxa fiscalização ANEEL Total Circulante

15.175 184 15.359

1.168 17 1.185

RGR Total Não Circulante Total

15.359

13.414 13.414 14.599

Nesta rubrica estão registrados os compromissos de curto e longo prazo relativos a RGR de 2011 e 2012, a serem recolhidas em 2013 após divulgação da ANEEL de Despacho regulando o assunto. Ocorreu em 2012 a reclassificação do Passivo Não Circulante para o Passivo Circulante os valores de R$ 13.414 referente ao ajuste da RGR 2011, que foi calculado sobre o Ativo Imobilizado de 2010, em 2011 através das Receitas Auferidas pela Companhia foi ajustado no final do Exercício. Os valores de 2013 serão divulgados pela agência reguladora através de novo despacho que fixará os valores para o exercício.

Obrigações estimadas 2012 Folha de Pagamento Encargos - Folha de pagamento Provisão de férias Provisão gratificação de férias Provisão de 13º salário INSS s/ provisão de férias e 13º salário FGTS s/ provisão de férias e 13º salário PLR Total

2011

4.247 1.822 3.943 861 96 2.065 508 -

4.213 1.826 3.824 892 96 1.999 494 9.714

13.542

23.058

A Companhia não efetuou a provisão dos valores relativos a participação nos lucros e resultados (PLR) do exercício de 2012 por ter apurado um prejuízo contábil no exercício e por indefinição de outros indicadores de desempenho até esta data. Por decisão da Diretoria Executiva optou-se em adotar este procedimento.

Benefícios pós-emprego o

Em decorrência do acordo coletivo de trabalho homologado em 1 de janeiro de 1997, a Companhia é responsável pelo pagamento do benefício de complementação da aposentadoria por tempo de serviço que tenha sido concedida pela Previdência Oficial aos participantes regularmente inscritos na Fundação ELETROCEEE, nos termos de "benefício definido" e que não tenham ainda cumprido todos os

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

requisitos para a fruição do mencionado benefício pela mesma, até o atendimento destes requisitos, quando então serão definitivamente aposentados pela Fundação. Desta forma, a Companhia provisionou os valores integrais dos compromissos futuros relativos às complementações salariais e às contribuições à Fundação, a serem pagas até o reconhecimento do benefício pela Fundação, considerando o prazo médio de pagamento deste benefício, incluindo décimo terceiro salário, ajustados a valor presente pela taxa de 12% ao ano. Os valores provisionados estão assim resumidos:

2012 Plano de previdência complementar Contribuição à ELETROCEEE Total Circulante

107 12 119

294 33 327

Plano de previdência complementar Contribuição à ELETROCEEE Total Não Circulante

14 2 16

105 13 118

135

445

Total

2011

Provisão para contingências

Em 2012, o passivo contingente teve a seguinte movimentação:

2011

Adições

Reversões

Trabalhistas Cíveis Tributários Subtotal

9.775 8.230 67 18.072

1.795 10.414 12.209

(5.425) (200) (67) (5.692)

(-) Depósitos recursais

(3.236)

(485)

228

Total

14.836

11.724

(5.464)

Em 2011, o passivo contingente teve a seguinte movimentação:

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2012 6.145 18.444 24.589

(3.493) 21.096

2010

Adições

Reversões

2011

Trabalhistas Cíveis Tributários Subtotal

10.463 3.673 67 14.203

4.557 4.557

(-) Depósitos recursais

(2.359)

(877)

3.680

(688)

Total

11.844

(688) (688)

9.775 8.230 67 18.072

(3.236) 14.836

Os depósitos recursais referem-se aos valores exigidos para dar continuidade à discussão judicial dos processos trabalhistas, inclusive de reclamatórias ajuizadas por empregados da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE. (a)

Contingências trabalhistas Com base na opinião de seus assessores jurídicos, a Companhia possui provisão no valor de R$ 6.144 em 31 de dezembro de 2012 (R$ 9.775 em 31 de dezembro de 2011) para cobrir as perdas prováveis, para os quais a Companhia realizou depósitos recusais no valor de R$ 3.493 em 31 de dezembro de 2012 (R$ 3.236 em 31 de dezembro de 2011). Com base na opinião dos assessores jurídicos da Companhia, não existem Processos trabalhistas classificados como de perda possível ou remota.

(b)

Contingências tributárias Não há processos pendentes com probabilidade provável de perda em 31 de dezembro de 2012. Em 2011, o valor de R$ 67, correspondente à ação de execução fiscal promovida pelo INSS correspondente à contribuição do salário educação, foi dado como deposito judicial nos autos da Execução Fiscal, sendo então baixada a provisão, em fevereiro de 2012. Contingências possíveis - tributárias Com possibilidade de perda possível, a Companhia é parte em processos fiscais que totalizam R$ 46.887 em 31 de dezembro de 2012 (R$ 46.887 em 31 de dezembro de 2011), não provisionados. Auto de infração nº 11080.722655/2010/96 o

A Companhia através do Auto de Infração n 11080.722655/2010/96, de 30 de julho de 2010, foi autuada em R$ 15.695 com relação à apuração das contribuições do PIS/COFINS referente ao ano de 2006. A Companhia apresentou impugnação através dos Advogados Meyer, Sendacz e Opice Advogados, sendo entendimento da administração, baseada em seus assessores jurídicos, que a probabilidade de perda é possível, sem alteração até o momento do fechamento destas demonstrações financeiras. Autos de infração Em decorrência do desembaraço de Declarações de Importações que se encontravam pendentes de liberação, a Companhia recebeu em 21 de junho de 2011, a emissão dos Autos de Infração os n 11050.720150/2011-25 (R$ 4.505) e 11050.720140/2011-90 (R$ 18.741), e em 4 de agosto de 2011 e 17 os de agosto de 2011 os Autos de Infração n 11050.720435/2011-66 (R$ 1.691) e 11050.720343/2011-86 (R$ 2.824), respectivamente. Os referidos autos têm como base de autuação a descaracterização do extarifário obtido pela Companhia para o projeto UTE Candiota III (Fase C), que proporcionou redução dos percentuais de II e IPI, com reflexo nos demais impostos e contribuições, por falta de similaridade na indústria

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

nacional, sendo o valor lançado nos referidos autos, as diferenças destes impostos e contribuições adicionados de multa e juros. A Companhia contratou os consultores jurídicos Franceschini Advogados, os quais emitiram opinião de que a probabilidade de perda é possível, sem alteração até o momento do fechamento destas demonstrações financeiras. (c)

Contingências cíveis As contingências cíveis referem-se principalmente a valores relativos a disputas com fornecedores classificados como perda provável, estimada pela assessoria jurídica da Companhia é de R$ 18.444 em 2012 (R$ 8.230 em 2011). Deste total destaca-se a Ação de autoria da CEEE-D para cobrança de valores contestados na data de transferência (1998/1999) da CGTEE para a Eletrobras. Em 2012 realizou-se a atualização do valor provisionado, que passou para R$ 17.444 em 2012 (R$ 7.230 em 2011). Contingências possíveis - cíveis Com possibilidade de perda possível, a Companhia é parte em processos cíveis que totalizam R$ 425 em 2012 (R$ 61 em 2011), não provisionados, sem alteração até o momento do fechamento destas demonstrações financeiras. Ação ordinária nº 2009.71.00.013550-8 A Companhia ingressou com ação ordinária n°.2009.71.00.013550-8 contra a ANEEL - CCEE, na 4ª Vara Federal da 4ª Região em Porto Alegre, a fim de anular a aplicação pela CCEE por delegação da ANEEL da penalidade por insuficiência de lastro de energia. A CCEE emitiu Termos de Notificação, à CGTEE, por descumprimento de norma regulatória que determina que seja apresentado lastro proveniente de garantia física ou contratual para cem por cento de seus contratos de venda de energia. Apresentou-se defesa administrativa, tendo sido decidido pela CCEE não conhecer as razões da contestação, a qual foi liquidada. A ANEEL decidiu pelo não acolhimento do recurso. Dessa forma, houve o ingresso com a ação judicial para anular a cobrança. O processo está na fase postulatória. Foi deferida a tutela antecipada suspendendo aplicação da multa em vigor. No momento, aguarda julgamento do recurso especial da ANEEL contra decisão do TRF que manteve a competência da Justiça Federal da 4ª Região. O incidente de impugnação ao valor da causa não foi julgado até o momento.

Ação indenizatória nº 001/1.10.0214352-8 Em 17 de agosto de 2010, KFW KREDITANSTALT FUR WIEDERAUFBAU BANKENGRUPPE (KFW) ingressou com ação indenizatória 001/1.10.0214352-8 na 11ª Vara Cível do Foro Central, requerendo a condenação de danos materiais e morais contra a CGTEE, em decorrência de supostos avais que seriam atribuídos à CGTEE. Após a impugnação da CGTEE, o juiz atribuiu à causa o valor de R$ 5.707, visto que o autor só havia quantificado os danos materiais em R$ 2.853. O processo encontra-se na fase postulatória, sendo que a CGTEE já contestou a ação. Segundo o Escritório Pinheiro Neto Advogados Associados que representam a Companhia nesse processo, a probabilidade de perda da ação é possível, próxima à remota, sem alteração até o momento do fechamento destas demonstrações financeiras. Outros processos Em 26 de julho de 2011, a Companhia tomou conhecimento de Termo de Notificação emitido pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, e comunicado via fax informando que serão realizados descontos no valor de R$ 49.827 referente a valores ressarcidos indevidamente à CGTEE de 2005 a 2010 relativos a despesas com cinzas e operação no pátio de carvão através da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. Tal desconto será realizado em 24 parcelas nos próximos reembolsos.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

A Companhia apresentou impugnação e solicitação de efeito suspensivo junto à agência reguladora através do Processo nº 48513.026332/2011-00. A Companhia alega, sucintamente, que cabe ao Ministério de Minas e Energia a elaboração do Manual que prevê os procedimentos de ressarcimento destas despesas, através da CDE; incompetência da ANEEL para alteração dos procedimentos; existência de um Manual de Procedimentos da CDE, assinado pelo MME, ANEEL, ONS, onde consta expressamente que haverá a cobertura das despesas com cinzas e operação no pátio de carvão. Tendo em vista estes argumentos, a Companhia entende que é totalmente infundado o desconto dos valores mencionados, pois há determinação de cobertura até a presente data. Quanto aos valores futuros, não poderá haver suspensão até que haja documento legal expedido pelo MME assim o determinando, não possuindo a ANEEL poderes para alteração destes procedimentos. Na mesma linha de discussão encontrava-se pendente de reembolso até o 3º trimestre de 2011 valores referente ao reembolso pela CCC de combustível e serviços relativos ao uso de combustível carvão mineral para geração termelétrica na UTE Candiota III (Fase C), que segundo entendimento da ANEEL, estaria suportado na Tarifa praticada de suprimento junto às Distribuidoras, não dando direito à Companhia o benefício do reembolso pela Conta de Consumo de Combustível (CCC). Não houve abertura de qualquer Notificação ou Auto de Infração para este assunto, e em dezembro de 2011 houve o reembolso excepcionalmente pela CDE dos valores devidos até o mês de outubro por estarem já pagos pela CGTEE. Os valores pendentes somente serão ressarcidos após a comprovação do pagamento aos fornecedores. A Eletrobras definiu esta nova politica para CCC/CDE onde o ressarcimento ocorre após a comprovação do pagamento que para o mês de novembro ocorreu o pagamento no final de dezembro de 2011, e foi enviado para a holding em Janeiro de 2012 estando em trâmite. A Companhia interpôs em 23 de abril de 2011 Recurso Administrativo Inominado, com pedido de efeito suspensivo, com base no disposto no artigo 5o, LV, da CF/88 e dispositivos da Lei nº 9784/99 e na Resolução ANEEL nº 273/2007, o qual foi concedido à Companhia a continuidade de suas receitas, porém não autorizando os reembolsos registrados no contas a receber para o combustível e serviços até a definição do julgamento na Agência. O processo ainda está pendente de julgamento, sem alteração até o momento do fechamento destas demonstrações financeiras.

(d)

Questões ambientais (não auditado pelo auditor independente)

(i)

Usina termelétrica de São Jerônimo A Companhia é parte de um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) com o Ministério Público Federal (MPF) que trata da redução das emissões atmosféricas da Usina de São Jerônimo, firmado em 1996. o

A renovação da Licença de Operação da Usina Termelétrica de São Jerônimo, LO n 5254/2000-DL, o requerida em 14 de outubro de 2004, através do processo n 6643-05.67/114, está vinculada ao atendimento do respectivo TAC. Até a apresentação destas demonstrações financeiras, a Companhia aguarda uma contrapartida da Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM) sobre o assunto. (ii)

Usina termelétrica Presidente Médici Em 13 de abril de 2011, foi celebrado o Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) entre a Eletrobras CGTEE, IBAMA, Eletrobras, Ministério de Minas e Energia, Ministério do Meio Ambiente e União, por intermédio da Advocacia Geral da União, para a adequação ambiental das Fases A e B da Usina Presidente Médici, localizada em Candiota - RS. O TAC prevê uma série de obrigações para a Eletrobras CGTEE até 31 de agosto de 2014 e conta com um investimento estimado da Eletrobras Holding de R$ 241.835. Após a conclusão do TAC, espera-se a renovação pelo IBAMA da licença de operação da Usina Termelétrica Presidente Médici.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

O TAC é gerenciado através de um portfólio de projetos e programas, nos quais as suas cláusulas foram agrupadas. Dentre os compromissos assumidos pela Eletrobras CGTEE, destacamos a conclusão da modernização e da ampliação da rede de monitoramento da qualidade do ar, da qualidade das águas de chuva e das condições meteorológicas. A Eletrobras CGTEE também está realizando licitação internacional para a implantação do Sistema de Abatimento de Material Particulado e SO2 na Fase B, que reduzirá as emissões atmosféricas da Usina no Meio Ambiente. Porém, o cumprimento desse compromisso no prazo estipulado do TAC é preocupante, pois a licitação ainda não foi concluída. Além disso, a Companhia também está executando o projeto de recomposição de 1000 hectares de matas ciliares e/ou das áreas degradas, localizadas nas bacias hidrográficas dos Rio Jaguarão e Arroio Candiota. Trata-se do Projeto Árvores Nativas, realizado através do plantio em áreas de assentamento rural e que conta com a cooperação técnica do INCRA e da Secretário de Desenvolvimento Rural, Pesca e Cooperativismo do Rio Grande do Sul. Além disso, a empresa está desenvolvendo o projeto de revegetação na área de preservação permanente da bacia de acumulação da Barragem II, com o plantio de aproximadamente 240.000 mudas de espécies nativas. O cumprimento de ambos os projetos de revegetação no prazo previsto no TAC é preocupante, pois depende do sucesso do plantio em áreas de terceiros. A Eletrobras CGTEE está envidando todos os esforços para assegurar o seu sucesso.”

21.1

Depósitos judiciais A Companhia efetuou depósitos judiciais em diversos processos trabalhistas para garantir a continuidade da discussão dos litígios, visando sua mitigação. O saldo está evidenciado no quadro abaixo:

2012 Depósitos judiciais Total

2011

10.927 10.927

7.545 7.545

Remuneração aos acionistas A Companhia não constituiu, em 31 de dezembro 2012, dividendos para distribuição. O saldo proposto para dividendos adicionais em 31 de dezembro de 2011 foi aprovado pela Assembleia Geral Ordinária, em sua 15ª reunião, na data de 18 de maio de 2012. Segue movimentação em 2011 e 2012:

Saldo em 31/12/2010 (+/-) Variação monetária sobre dividendos não distribuídos (+) Dividendos adicionais aprovados pela AGO (-) Dividendos distribuídos Saldo em 31/12/2011

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

8.244 6.229 24.732 39.205

Saldo em 31/12/2011 (+/-) Variação monetária sobre dividendos não distribuídos (+) Dividendos adicionais aprovados pela AGO (-) Dividendos distribuídos Saldo em 31/12/2012

39.205 3.696 12.261 (10) 55.152

A Companhia está negociando com a controladora a capitalização destes valores.

Adiantamento para futuro aumento de capital A Companhia tomou recursos junto a sua controladora para futuro aumento de capital. Em 2012, a Eletrobras efetuou capitalização de créditos no valor de R$ 432.966, aumentando o capital social da Companhia, conforme Nota 26.1. A movimentação dos adiantamentos está demonstrada a seguir: 2011 Contratos ECF 2840/2010 ECF 2941/2011 RES 0557/2012 RES 0997/2012 Total

411.340 41.364 452.704

Ingressos

25.000 82.194 107.194

Variação monetária

Amortizações

30.100 3.917 34.017

(432.966) (432.966)

8.474 45.281 25.000 82.194 160.949

Outros passivos 2012 Pesquisa e Desenvolvimento (i) Ressarcimento Venda de Cinzas (ii) Credores diversos Total

(i)

2012

10.822 395 902 12.119

2011 9.079 425 142 9.646

Pesquisa e desenvolvimento A Lei nº 9.991 de 24 de julho de 2000 dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento em eficiência energética por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica, estabelecendo em seu artigo 2º que "as concessionárias de geração e empresas autorizadas à produção independente ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% (um por cento) de sua receita operacional em pesquisa e desenvolvimento". A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 alterou a Lei nº 9.991, estabelecendo em seu artigo 12, que do total aplicado anualmente em pesquisa e desenvolvimento devem ser destinados 40% ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico, 20% para o Ministério de Minas e Energia, a fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos e 40% em projetos desenvolvidos pela própria empresa.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Alinhado com as novas orientações para a realização de projetos de P&D, a CGTEE está procurando investir no desenvolvimento de tecnologias para inovação do sistema de combustão do carvão e biomassa, mitigação ambiental e eficiência energética. (ii)

Ressarcimento venda de cinzas As receitas resultantes da venda de cinzas estavam sujeitas à transferência para a CDE até 27 de julho de 2012. O saldo acima está aguardando encontro de contas com o ressarcimento de combustível.

Imposto de renda e contribuição social

(a)

Imposto de renda O imposto de renda pessoa jurídica e a contribuição social estão sendo calculados pelo regime de apuração o o do lucro real anual, de acordo com o artigo 2 da Lei n 9.430/1996.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

(b)

Prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social Em 31 de dezembro de 2012 a Companhia acumula prejuízos fiscais de imposto de renda e base negativa de contribuição social sobre o lucro, de caráter imprescritível, nos valores de R$ 733.224 e R$ 733.460 respectivamente. O CPC 32 - Tributos sobre os Lucros estabelecem condições para o registro contábil do ativo fiscal diferido decorrente de diferenças temporárias e de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social. Essas condições incluem expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, fundamentada em estudo técnico de viabilidade, que comprovam a realização do ativo fiscal diferido. O ativo fiscal diferido sobre tais prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social não foram reconhecidos nas Demonstrações financeiras considerando que as condições para registro não estão asseguradas. Tais ativos representariam em 31 de dezembro de 2012, respectivamente, R$ 183.282 e R$ 66.011.

(c)

Reconciliação da despesa do imposto de renda e da contribuição social A reconciliação entre a despesa de imposto de renda e de contribuição social pela alíquota nominal e pela efetiva está demonstrada a seguir: 2012 Lucro líquido (prejuízo) antes ajuste RTT Ajustes contábeis RTT Resultado antes do IRPJ e da CSLL Efeitos líquido de provisões temporariamente não dedutíveis constituídas/(realizadas) Despesas não dedutíveis Lucro real e base da CSLL antes das compensações Compensações (prejuízos fiscais e Base negativa da CSLL) Base de cálculo do IRPJ e CSLL apôs compensações Alíquota aplicável ( Considerando Adicional 10% Luc. Superior a R$ 240 mil) IRPJ e CSLL às alíquotas da legislação PAT e adicional 10% lucro superior a R$ 240 mil IRPJ e CSLL do exercício

Patrimônio líquido

26.1

Capital social

2011

IRPJ (418.013) (4.056) (422.069)

CSLL (418.013) (4.056) (422.069)

IRPJ 25.763 (7.955) 17.808

CSLL 25.763 (7.955) 17.808

155.499

14.421

(266.570) 5.787 (260.783) (260.783)

32.229 4.309 36.538 (10.961) 25.577

25%

6.369 (116) 6.253

2.302 2.302

O capital social, totalmente integralizado, é composto por ações ordinárias nominativas, sem valores nominais, pertencentes a acionistas domiciliados no país, cujas quantidades estão distribuídas conforme segue:

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras Outros Subtotal ( - ) Ações em tesouraria Total

Quantidade de ações em 31/12/2012 Ordinárias Total Saldo em R$ mil 5.208.871.888 5.208.871.888 770.766 592.355 592.355 77 5.209.464.243 5.209.464.243 770.843 (224.279) (224.279) (28) 5.209.239.964 5.209.239.964 770.815

Percentual 99,989% 0,011% 100,000% 100,000%

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras Outros Total

Quantidade de ações em 31/12/2011 Total Saldo em R$ mil 1.272.668.703 337.742 524.322 135 1.273.193.025 337.877

Percentual 99,959% 0,041% 100,000%

Ordinárias 1.272.668.703 524.322 1.273.193.025

A Eletrobras Holding efetuou a capitalização de créditos de AFAC, no valor de R$ 432.966, para aumento do capital social da Companhia. O aumento foi aprovado conforme ata da vigésima terceira assembleia geral extraordinária da Eletrobras CGTEE.

26.2

Reserva de lucros Face ao prejuízo no exercício de 2012, a Companhia não constituiu reserva legal (aumentou em R$ 860 em 31 de dezembro de 2011).

2012 Reserva Legal Total

2.596 2.596

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2011 2.596 2.596

Receita operacional líquida

2012

2011

Suprimento de energia elétrica Venda Cinzas Aluguéis Total receita operacional bruta

607.035 999 17 608.051

630.229 1.058 18 631.305

ICMS COFINS PIS/PASEP Total Impostos e contribuições

(80) (46.212) (10.033) (56.325)

(77) (46.528) (10.101) (56.706)

RGR P&D Total Encargos setoriais

(15.580) (5.369) (20.949)

(18.688) (5.559) (24.247)

Total Deduções à receita operacional

(77.274)

(80.953)

Total

530.777

550.352

Custos e despesas operacionais

Energia comprada para revenda Encargos de uso da rede Pessoal Materiais Serviços de Terceiros Depreciação e Amortização Provisões para contingências Matéria-Prima e Insumos Prod. Energia Elétrica (-) Recup.Despesas Subvenção Combustiveis Outras Total

28.1

Custo operacional (335.692) (24.390) (88.417) (62.150) (83.573) (73.071) (162.348) 145.771 (5.588) (689.458)

2012 Despesa operacional (29.987) (579) (7.136) (1.215) (10.214) (6.343) (55.474)

Total (335.692) (24.390) (118.404) (62.729) (90.709) (74.286) (10.214) (162.348) 145.771 (11.931) (744.932)

Custo operacional (49.902) (19.824) (79.067) (42.115) (41.894) (87.646) (1.000) (126.511) 112.273 (4.147) (339.833)

2011 Despesa operacional (32.777) (576) (5.701) (1.543) (3.580) (4.526) (48.703)

Total (49.902) (19.824) (111.844) (42.691) (47.595) (89.189) (4.580) (126.511) 112.273 (8.673) (388.536)

Energia comprada para revenda No exercício de 2012, a Companhia precisou adquirir energia para cumprir seus contratos de comercialização. O aumento verificado entre o exercício de 2012 e o de 2011 deve-se ao aumento do preço médio do MWh, que foi motivado, principalmente, pela escassez de chuva, o que ocasionou uma redução na quantidade de energia ofertada, em função de a matriz energética brasileira ter sua maior fonte na geração hídrica.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

O saldo foi assim composto:

2012 R$ mil Custo Energia elétrica comprada para revenda

335.692 335.692

2011 MWh (*) 1.535.595 1.535.595

R$ mil

MWh (*)

49.902 49.902

1.470.496 1.470.496

* Dados não revisados pelo auditor independente

28.2

Serviços de terceiros O aumento verificado deve-se a assinatura de Contrato de Operação e Manutenção da UTE Candiota III (Fase C) com a CITIC visando apoio operacional nesta unidade.

(i)

Resultado financeiro

2012

2011

Rendimento de aplicações financeiras Variações cambiais ativas (i) Juros e multas Outras Total Receitas

2.545 138.999 1.793 17 143.354

7.126 188.058 1.389 128 196.701

Encargos de dívida Variações cambiais passivas (i) Outras Total Despesas

(87.384) (186.441) (3.780) (277.605)

(93.243) (239.387) (2.181) (334.811)

Total

(134.251)

(138.110)

Variações cambiais A redução das variações cambiais ativas e passivas é reflexo de uma menor exposição à moeda estrangeira pela Companhia, devido a quitação de exigibilidades, com a consequente baixa de adiantamentos, e pela reclassificação de financiamentos, conforme nota 35.a.

Remuneração do pessoal-chave da administração (não auditado pelo auditor independente) O pessoal-chave da administração inclui os conselheiros, diretores e o chefe da auditoria interna.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2012 Remuneração Encargos sociais Benefícios Total

1.087 265 190 1.542

2011 1.004 298 104 1.406

Plano de aposentadoria A Companhia mantem um programa de benefícios previdenciários pós-emprego, complementar ao programa da Previdência Social, administrado pela Fundação CEEE de Seguridade Social – ELETROCEEE., da qual é patrocinadora por contrato de adesão não solidário. A Fundação ELETROCEEE é uma entidade fechada de previdência complementar de característica multipatrocinada, sem fins lucrativos, voltada exclusivamente para administração de planos de benefícios previdenciários. O plano de suplementação (Plano Único) é do tipo "benefício definido", com regime financeiro de capitalização, contribuindo a Companhia e o empregado cada um com 12,8% da folha de salários. Adicionalmente, a patrocinadora recolhe mensalmente, a título de "Parcela Amortizante", o equivalente a 3,54% da folha de salários dos participantes ativos referente a custo de serviço passado. A última revisão atuarial dos compromissos registrados na ELETROCEEE foi procedida por atuário independente dessa fundação, para a data-base de 31 de dezembro de 2012, estando demonstrada na seguinte posição: Participam do programa os empregados admitidos na Companhia até 17 de marco de 1980, identificando, pois, uma população fechada. Os benefícios garantidos pelo programa são os seguintes: suplementação de aposentadoria por tempo de contribuição, por idade e por invalidez, pecúlio, suplementação de pensão, auxílio reclusão, auxílio doença e complementação do abano anual. Os ativos do plano são mantidos separadamente daqueles da Companhia e são contabilizados e controlados pela Fundação ELETROCEEE. Em 31 de dezembro de 2012 do total de 726 (678 em 31 de dezembro de 2011) funcionários, 403 (408 em 31 de dezembro de 2011) participam do Plano, tendo contribuído com um total - incluindo contribuição normal e despesa administrativa - R$ 2.490 (R$ 3.086 em 31 de dezembro de 2011), sendo que a companhia contribuiu com R$ 4.272 (R$ 4.355 em 31 de dezembro de 2011), não restando nenhuma obrigação vencida.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

O perfil populacional dos participantes dos Planos BD está abaixo demonstrado:

2012

2011

DADOS POPULACIONAIS 1. Participantes ativos 1.1. Participantes - nº

403

404

1.2. Idade Média

45,9

1.3. Serviço Creditado (total)

19,0

1.4. Tempo para Aposentadoria

12,9

1.5 Salário Médio em R$

7.020,44

15,5 6.725,24

2. Aposentados 2.1. Participantes Aposentados - nº 2.2. Idade Média 2.3. Benefício Médio em R$

182 60,9

3.449,86

3.553,13

3.1. Participantes Pensionistas - nº

3.2. Idade Média

56,3

3. Pensionistas

3.3. Benefício Médio em R$ População Total

56,3

1.400,68

1.442,60

627

628

A composição das Reservas Técnicas do Plano esta apresentado abaixo:

Descrição Benefícios concedidos Benefícios a conceder Subtotal

2012 Parte proporcional CGTEE 104.398 128.651 233.049

2011 Parte proporcional CGTEE 73.485 117.440 190.925

(8.976)

(9.363)

Reserva a amortizar Reservas matemáticas

224.073

181.562

6.243

507

230.316

182.069

Superávit (déficit) técnico Total das reservas técnicas

Em atendimento ao CPC 33 - "Benefícios a Empregados", a Companhia reconheceu integralmente em dezembro de 2012 o ajuste do passivo atuarial decorrente dos benefícios a que os empregados farão jus após o tempo de serviço. Para o atendimento do CPC 33 - "Benefícios a Empregados", a Companhia recebeu parecer do atuário independente contratado, Assistants Assessoria, Consultoria e Participações Ltda., datado de 6 de fevereiro de 2013. No estudo atuarial para a data-base de 31 de dezembro de 2012, a Companhia entende que o excesso apurado ao final do exercício ainda não pode resultar em seu benefício econômico e dependa, por dispositivo legal, da revisão prioritária das hipóteses financeiras e atuariais utilizadas na avaliação, sendo que o saldo apresentado de R$ 135 (R$ 445 em 31 de dezembro de 2011) refere-se à provisão de aposentadoria incentivada, conforme mencionado na Nota 20.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

A conciliação dos ativos e passivos reconhecidos no balanço está abaixo demonstrada:

31.1

2012

2011

Valor presente obrigação atuarial Valor justo dos ativos do plano Ativo líquido

337.678 (214.764) 122.914

195.597 (207.897) (12.300)

Ganho (perda) atuarial a amortizar

(122.914)

12.300

Valor da obrigação atuarial líquida Provisão para aposentadoria incentiva - circulante Prov. aposent. incentiva/plano após. - não circulante Provisão CVM 600 Passivo líquido

119 16 122.914 123.049

327 118 445

Hipóteses Atuariais e Econômicas A administração da Companhia decidiu alterar a política contábil de reconhecimento de ganhos e perdas atuariais dos programas de benefícios pós-emprego em 2011, deixando de adotar o método do "corredor" e passando a reconhecê-las no próprio exercício em que ocorreram, em "Outros resultados abrangentes", de acordo com as orientações CPC-33 do Comitê de Pronunciamentos Contábeis e IAS-19 do International Accounting Standards. Hipóteses Econômicas 2012

2011

Taxa anual de juro atuarial real (i)

3,50%

5,75%

Taxa anual de inflação projetada

4,89%

4,50%

Taxa anual real de evolução salarial

2,00%

Taxa real de evolução de benefícios

0,00%

Taxa real de evolução de benefícios do regime geral

0,00%

98%

100%

0,00%

AT-2000

AT-83

Light fraca

95%

4 anos

Taxa anual real de evolução custos médicos

Fator de capacidade (benefícios e salários) Hipóteses Atuariais Taxa de rotatividade Tábua de mortalidade de ativos e inativos Tábua de mortalidade de inválidos Tábua de invalidez % de casados na data de aposentadoria Diferença de idade entre homens e mulheres

(i) Taxa de juros de longo prazo A definição dessa taxa considerou a prática de mercado dos títulos do Governo Federal, conforme critério recomendado pelas normas nacionais e internacionais, para prazos similares aos dos fluxos das obrigações do programa de benefícios, no chamado conceito de Duration.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

A taxa global de retorno esperada corresponde à média ponderada dos retornos esperados das várias categorias de ativos do plano. A avaliação do retorno esperado realizada pela Administração tem como base as tendências históricas de retorno e previsões dos analistas de mercado para o ativo durante a vida da respectiva obrigação. O atual retorno dos ativos do plano BD foi de R$5.361 (R$14.706 em 2011).

31.2

Planos de benefícios em 31 de dezembro As obrigações relativas a esses programas foram estimadas atuarialmente por consultoria independente e representam o valor atual dos benefícios concedidos e a conceder aos beneficiários. Cálculo atuarial do programa de benefícios: Os valores apurados em laudo atuarial, relativo ao programa, separadamente para os benefícios de aposentadorias e de assistência à saúde, reconhecidos no balanço patrimonial, são os seguintes:

Descritivo Alterações nas obrigações Obrigações com benefícios projetados no início do exercício Custo do serviço corrente Contribuições de participantes Custos dos juros Benefícios pagos/adiantados (Ganhos) ou perdas atuariais Obrigações com benefícios projetados no fim do exercício

2012

2011

195.597 1.106 3.355 18.974 (6.541) 125.187 337.678

143.026 2.230 14.112 (7.233) 43.462 195.597

Alterações nos ativos financeiros Valor justo dos ativos no início do exercício Retorno esperado dos investimentos Contribuições patronais Contribuições de participantes do plano Benefícios pagos/adiantados Ganhos ou (perdas) atuariais Valor justo dos ativos no fim do exercício Estado de cobertura no final do exercício Restrição ao Reconhecimento de Ativos Obrigações Atuariais no final do exercício

2012 207.897 21.264 4.691 3.355 (6.541) (15.903) 214.764 (122.914) (122.914)

2011 192.985 20.957 4.355 3.084 (7.233) (6.251) 207.897 12.300 (12.300) -

2012 835 18.974 (21.264) (1.455)

2011 (854) 14.112 (20.957) (7.699)

Custo Periódico Líquido (resultado) Custo do serviço líquido (líquido de contribuições de beneficiários) Custo dos juros Retorno esperado dos ativos financeiros Total do Custo Periódico Líquido

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

31.3

Despesas (receitas) ajustadas reconhecida no resultado dos exercícios

2012 Despesa/(receita) reconhecida na demonstração do resultado CVM-600 Contribuições do empregador vertidas no ano (-) Total reconhecido na demonstração do resultado - outras despesas

2011

(1.455)

(7.699)

(4.691)

(4.356)

(6.146)

(12.055)

As principais categorias de ativos do plano no final do período de relatório e que impactam o retorno dos ativos do plano são apresentadas a seguir:

Descritivo Valores Disponíveis Imediatos Realizáveis Previdenciários Investimentos em Títulos Públicos Investimentos em Ações Investimentos em Fundos

2012

2011 255

383

1.500

3.980

105.183

82.282

55.635 47.077

44.010

Investimentos Imobiliários

1.279

2.095

Empréstimos e Financiamentos

5.160

5.962

Outros (-) Exigíveis Previdenciários

40.825

(1.325)

(7.700)

(-) Exigíveis de Investimentos Total dos ativos

31.4

(984)

214.764

207.897

Resumo dos impactos reconhecidos em outros resultados abrangentes

Outros Resultados Abrangentes (ORA) acumulados Programa Previdenciário

Ganhos (perdas) atuariais reconhecidos em ORA no exercí cio Perdas atuariais do exercício Ajuste atuarial de exercícios anteriores

31.12.2012

31.12.2011

146.015

31.12.2012

31.12.2011 6146 -

12055 827

122.914

Total antes dos efeitos tributários

129.060

12.882

-2.089

-4.099

126.971

8.783

Total

Contribuições patronais esperadas para o próximo exercício A Companhia espera contribuir com R$3.642 para o Plano BD no próximo exercício.

19.044

Programa Previdenciário

Efeitos tributários sobre perdas atuariais do exercício

31.5

37.044

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

31.6

O histórico dos ajustes pela experiência do plano de benefício definido 2012

2011

2010

2009

337.678

195.597

143.027

130.867

(214.764)

(207.897)

(192.985)

(175.052)

Déficit /(Superávit)

122.914

(12.300)

(49.958)

(44.185)

Ajustes pela experiência nos passivos do plano

125.187

43.462

1.213

(10.248)

Ajustes pela experiência nos ativos do plano

(15.903)

(6.251)

(3.358)

27.481

Valor presente da obrigação de benefícios definidos Valor justo dos ativos do plano

31.7

Composição Carteira de Investimentos do Plano de benefício definido Os ativos garantidores da ELETROCEEE estão assim distribuídos, em 31 de dezembro de 2012, a valores de mercado, em conformidade com as normas aplicáveis:

Renda fixa - Títulos públicos federais Renda fixa - Outros títulos públicos Remda fixa - Debêntures Renda fixa - Bancos Renda fixa - Outras privadas Renda variável - Ações Renda variável - Bancos Renda variável - Outras Imóveis Empréstimos Outros investimentos Ativo disponível Contribuição a receber de participantes Contribuição a receber de patrocinadoras Outros ativos a receber (-) Passivo de benefícios (-) Passivo de investimentos (-) Outros passivos a liquidar

Plano BD 105.183 12.580 28.668 2.947 43.055 15.463 1.279 5.160 255 737 763 (278) (1.047) 214.764

Percentual 49,0% 0,0% 5,9% 13,3% 1,4% 20,0% 7,2% 0,0% 0,6% 2,4% 0,0% 0,1% 0,3% 0,4% 0,0% -0,1% 0,0% -0,5% 100,0%

A Companhia não reportou alterações em sua política de investimentos para o exercício de 2012. 32

Instrumentos financeiros

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

A Companhia opera com diversos instrumentos financeiros, dentre os quais se destacam: disponibilidades, incluindo aplicações financeiras, contas a receber de clientes, contas a pagar a fornecedores e empréstimos e financiamentos que se encontram registrados em contas patrimoniais, por valores compatíveis de mercado. 2012 2011

Recebíveis Clientes Conta de consumo de combustíveis - CDE Mantidos até o vencimento Títulos e valores mobiliários Total Ativos financeiros Mensurados ao custo amortizado Empréstimos e financiamentos Fornecedores Total Passivos financeiros

85.635 64.176

79.394 44.038

149.811

66.120 189.552

1.061.034 265.967 1.327.001

1.001.848 124.568 1.126.416

A Companhia não efetuou durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2012 operações com características de derivativos, definidos no CPC 38 - "Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração". A Companhia mantém contratos de fornecimentos de Carvão com a CRM - Companhia Riograndense de Mineração, para atender suas unidades de produção em Candiota-RS e São Jerônimo-RS , denominadas UPME e USJE respectivamente. Em relação a estes contratos, a Companhia detém direitos de recebimento de subvenção para aquisição de combustíveis para produção de energia através da CDE (Conta de desenvolvimento energético), administrada pela Eletrobras. Desta forma a maior parcela dos gastos com combustíveis destinados à geração é subsidiada 33

Estimativa do valor justo A Companhia pressupõe que os saldos das contas a receber de clientes e contas a pagar aos fornecedores pelo valor contábil, menos a eventual estimativa de perda com créditos de liquidação duvidosa, esteja próxima de seus valores justos. O valor justo dos passivos financeiros, para fins de divulgação, é estimado mediante o desconto dos fluxos de caixa contratuais futuros pela taxa de juros vigente no mercado. A Companhia aplica o CPC 40 para instrumentos financeiros mensurados no balanço patrimonial pelo valor justo, o que requer divulgação das mensurações do valor justo pelo nível da seguinte hierarquia de mensuração pelo valor justo: i) Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos (Nível 1); ii) Informações, além dos preços cotados, incluídas no Nível 1 que são adotadas pelo mercado para o ativo ou passivo, seja diretamente (ou seja, como preços) ou indiretamente (ou seja, derivados dos preços) (Nível 2); iii) Inserções para os ativos ou passivos que não são baseadas nos dados adotados pelo mercado (ou seja, inserções não observáveis) (Nível 3).

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2012 Caixa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Total

Nível 1 26.795 26.795

Total 26.795 26.795

2011 Títulos e valores mobiliários Total

Nível 1 66.120 66.120

Total 66.120 66.120

O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos (como títulos mantidos para negociação e disponíveis para venda) é baseado nos preços de mercado, cotados na data do balanço. Um mercado é visto como ativo se os preços cotados estiverem pronta e regularmente disponíveis a partir de uma Bolsa, distribuidor, corretor, grupo de indústrias, serviço de precificação, ou agência reguladora, e aqueles preços representam transações de mercado reais e que ocorrem regularmente em bases puramente comerciais. O preço de mercado cotado utilizado para os ativos financeiros mantidos pela Companhia é o preço de concorrência atual. Esses instrumentos, quando mantidos pela Companhia, são incluídos no Nível 1. A Companhia não mantém instrumentos financeiros que não são negociados em mercados ativos (por exemplo, derivativos de balcão), tais instrumentos, quando existem, tem seus valores determinados mediante o uso de técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação maximizam o uso dos dados adotados pelo mercado onde está disponível e confiam o menos possível nas estimativas específicas da entidade. Se todas as informações relevantes exigidas para o valor justo de um instrumento forem adotadas pelo mercado, o instrumento estará incluído no Nível 2. Acrescenta-se, também, que a Companhia não detém instrumentos financeiros classificáveis no Nível 3. Os instrumentos financeiros são classificáveis neste nível quando uma ou mais informações relevantes não estiver baseada em dados adotados pelo mercado. O CPC 38 - "Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração" estabeleceu mecanismos para a divulgação do valor de mercado dos instrumentos financeiros reconhecidos, ou não, nas demonstrações financeiras. Todos os ativos e passivos enquadrados como instrumentos financeiros (empréstimos, aplicações financeiras e outros), incluídos nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012, não apresentam diferenças entre o valor de mercado e o contábil. Todos os financiamentos e empréstimos tomados pela Companhia são contratados junto a Eletrobras holding.

Gestão de capital Os objetivos da Companhia ao administrar sua estrutura de capital, são os de salvaguardar a capacidade de continuidade para oferecer retorno aos acionistas e qualidade nas obrigações previstas no contrato de concessão, além de perseguir uma estrutura de capital ideal para a redução dos seus custos.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Os índices de alavancagem financeira em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 podem ser assim sumariados:

Financiamentos e empréstimos Fornecedores ( - ) Caixa e equivalentes de caixa ( - ) Conta de consumo de combustíveis - CCC/CDE Dívida líquida Patrimônio líquido Total do capital Índice de alavancagem financeira

2012 1.061.034 265.967 (26.795) (64.176) 1.236.030 210.210 1.446.240 85%

2011 1.001.848 124.568 (4.640) (44.038) 1.077.738 334.517 1.412.255 76%

Gestão de risco financeiro No exercício de suas atividades a Companhia é impactada por eventos de riscos que podem comprometer os seus objetivos estratégicos. O gerenciamento de riscos tem como principal objetivo antecipar e minimizar os efeitos adversos de tais eventos nos negócios e resultados econômico/financeiros da Companhia. Para a gestão de riscos financeiros, a Companhia definiu políticas e estratégias operacionais e financeiras, aprovadas por comitês internos e pela administração, que visam conferir liquidez, segurança e rentabilidade a seus ativos e manter os níveis de endividamento e perfil da dívida definidos para os fluxos econômicofinanceiros. Os principais riscos financeiros identificados no processo de gerenciamento de riscos são:

Risco com taxa de câmbio Esse risco decorre da possibilidade da Companhia ter seus demonstrativos econômico-financeiros impactados por flutuações nas taxas de câmbio. Com o objetivo de mitigar este tipo de risco foi concluída em novembro em 2012, uma operação com a Eletrobras Holding, para troca de dívida indexada ao dólar norteamericano, proveniente de operações de financiamentos e empréstimos, por operações em reais atreladas a variação do IPCA e da SELIC. Permanecendo uma exposição em aquisições de bens serviços de fornecedores do exterior, referente peças de reposição e serviços para equipamentos das unidades geradoras.

2012 Passivos Dólar norte-americano Total

2011 -

677.062 677.062

Risco com taxa de juros Esse risco está associado à possibilidade da Companhia contabilizar perdas em razão de oscilações das taxas de juros de mercado, impactando seus demonstrativos pela elevação das despesas financeiras, relativas a contratos de captação externa.

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2012 Passivos Selic IPCA Juros contratuais Total

2011

172.028 811.963 130.798 1.114.789

485.513 99.216 151.397 736.126

Risco de liquidez A companhia atua no monitoramento permanente dos fluxos de caixa de curto, médio e longo prazos, previstos e realizados, buscando evitar possíveis descasamentos e consequentes perdas financeiras e garantir as exigências de liquidez para as necessidades operacionais. A tabela abaixo analisa os passivos financeiros não derivativos da Companhia por faixas de vencimento, correspondentes ao período remanescente no balanço patrimonial até a data contratual do vencimento. Os valores divulgados na tabela são os fluxos de caixa não descontados contratados.

2012

Fornecedores Empréstimos e financiamentos Obrigações estimadas Adiantamento para futuro aumento de capital Total

Menos de 1 ano 265.967 190.527 13.542 -

470.036

Entre 1 e 2 anos

Entre 2 a 5 anos

Acima de 5 anos

143.543 160.949

386.317 -

340.647 -

304.492

386.317

340.647

2011

Fornecedores Empréstimos e financiamentos Obrigações estimadas Adiantamento para futuro aumento de capital Total

Menos de 1 ano 124.568 165.123 23.058 -

312.749

Entre 1 e 2 anos

Entre 2 a 5 anos

Acima de 5 anos

112.359 452.704

405.003 -

319.363 -

565.063

405.003

319.363

A gestão do risco de liquidez tem como principal objetivo monitorar os prazos de liquidação dos direitos e obrigações permitindo que a Companhia identifique se irá encontrar dificuldades que possam afetar a capacidade de pagamento da empresa, levando-se em consideração as diferentes moedas e prazos de liquidação de seus direitos e obrigações, que são liquidados com pagamentos à vista ou com outro ativo financeiro. A abordagem da Companhia na administração de liquidez é de garantir liquidez suficiente para cumprir com suas obrigações ao vencerem, sob condições normais, sem causar perdas ou risco de prejudicar a reputação da Companhia. d)

Risco de preço Com a Lei nº 12.783/13, a remuneração das concessionárias geradoras hídricas passa a ser por tarifa determinada pela ANEEL. Já os contratos da Companhia se manterão inalterados até a divulgação pela ANEEL das regras de renovação das concessões térmicas. Nas situações em que a Companhia precisa adquirir energia para complementar sua geração própria, ela o faz no mercado de curto prazo na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), ficando, assim, exposta à variação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Risco quanto à escassez de energia no mercado Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, já que parte da energia vendida pela Companhia é adquirida no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), energia esta gerada basicamente por usinas hidrelétricas, que dependem do volume de água em seus reservatórios para funcionamento. Um período prolongado de escassez de chuva pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas e resultar em perdas devido ao aumento dos custos com compra de energia elétrica necessária para a Companhia cumprir seus contratos de suprimento. Quando há uma escassez de chuva, as usinas térmicas são despachadas pelo ONS à plena carga (despacho por mérito) para otimização do sistema. O despacho por mérito é limitado à disponibilidade da usina (índices de indisponibilidades - TEIP e TEIF), e estes índices entram no cálculo da garantia física.

(i)

Os índices de indisponibilidades (TEIP e TEIF) reduzem a garantia física do agente.

(ii)

Quando a soma dos 12 meses das garantias físicas for menor que a soma dos 12 meses dos contratos (lastro de venda) o agente é penalizado. Pelas regras de mercado, o agente pode firmar contrato de compra de energia para constituir sua garantia física e assim reduzir sua exposição ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e reduzir a penalidade por insuficiência de lastro. A exposição ao mercado de curto prazo é calculada com base no PLD. A penalidade será determinada com base no montante de insuficiência de lastro multiplicado pela média ponderada mensal dos PLDs dos períodos de apuração em que se verificou a insuficiência de lastro ou o Valor Anual de Referência (VR), o que for maior. o

Em 2012, o valor do VR foi de R$ 161,94/MWh - conforme Ofício n 004/2012-SEM/ANEEL, de 11 de janeiro de 2012.

Análise de sensibilidade

36.1

Moeda estrangeira Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia não possui ativos ou passivos em moeda estrangeira. Assim, não foi realizada análise de sensibilidade para variações em moeda estrangeira.

36.2

Taxa de juros Foram realizadas análises de sensibilidade dos ativos e passivos indexados à taxa de juros pós-fixada em quatro diferentes cenários: dois com elevação das taxas do saldo devedor e dois com diminuição dessas taxas, ao final de 2013. As análises limitaram-se aos contratos concedidos que apresentem exposição à taxa de juros.

100

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Depreciação dos índices Índice Saldo em 2012

Valor

Cenário Cenário I (provável em 25%) 2013

Cenário Cenário II (Cenário I (provável em 50%) 25%) 2013

Cenário II (50%)

Passivos Selic

172.028

1,0582

1,0436

1,0291

182.040

179.528

IPCA

811.963

1,0725

1,0544

1,0362

870.830

856.134

841.356

1.052.870

1.035.662

1.018.390

Cenário II (+50%)

Cenário provável em 2013

Total

983.991

177.034

Apreciação dos índices Índice Saldo em 2012

Cenário provável em 2013

Valor

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

Passivos Selic

172.028

1,0582

1,0776

1,0873

182.040

185.377

187.046

IPCA

811.963

1,0725

1,0967

1,1088

870.830

890.480

900.305

1.052.870

1.075.857

1.087.351

Total

983.991

Transações com partes relacionadas A Companhia é controlada integral da Eletrobras. No exercício de 2012, a Companhia realizou transações com empresas do grupo Eletrobras conforme demonstrado abaixo:

Clientes CEAL CEPISA ELETROACRE CELG-D ELETROBRAS Total do ativo

Direito de ressarcimento CCC/CDE

341 354 29 1.557 2.281

64.176 64.176

Adiantamento para futuro aumento de capital 55.137 160.949 55.137 160.949

Empréstimos e Dividendos a Fornecedores financiamentos distribuir FURNAS CHESF ELETROSUL ELETRONORTE ELETROBRAS Total do passivo

101

381 65.455 202 234 66.272

1.061.034 1.061.034

2012

2011

341 354 29 1.557 64.176 66.457

Outros passivos

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

395 395

275 415 44.038 44.728

2012 381 65.455 202 234 1.277.515 1.343.787

2011 162 38.305 84 108 1.494.166 1.532.825

Venda de energia CEAL CEPISA ELETROACRE CELG-D Total da receita

3.162 6.647 309 20.410 30.528

Compra de energia FURNAS CHESF ELETROSUL ELETRONORTE ELETROBRAS Total da despesa

2012

(94.021) (94.021)

2011

3.162 6.647 309 20.410 30.528

Uso da rede elétrica (1.398) (1.872) (2.652) (1.604) (7.526)

3.109 7.088 79 10.276

Despesa financeira

2012

(87.384) (87.384)

2011

(1.398) (95.893) (2.652) (1.604) (87.384) (188.931)

(1.970) (26.719) (2.686) (1.695) (93.242) (126.312)

Compromissos operacionais de longo prazo (não auditado pelo auditor independente) Os principais compromissos operacionais de longo prazo da Companhia são os seguintes:

Venda de energia A Companhia fornece energia de acordo com contratos firmados através dos seguintes leilões de energia: - 2º Leilão de energia de empreendimentos já existentes: contratos vigentes até o ano de 2015; - 4º Leilão de energia de empreendimentos já existentes: contratos vigentes até o ano de 2016; - 1º Leilão de energia de novos empreendimentos: contratos vigentes até o ano de 2024. Os saldos estimados relativos à venda de energia para os próximos anos estão mostrados a seguir:

2013 2014/2015 2016/2017 Após 2017 Total

102

Venda de energia 2º leilão R$ mil MWh 110.687 911.040 238.254 1.822.080 348.941 2.733.120

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

2013 2014/2015 2016/2017 Após 2017 Total

Venda de energia 4º leilão R$ mil MWh 39.971 306.600 86.037 613.200 46.271 306.600 172.279 1.226.400

2013 2014/2015 2016/2017 Após 2017 Total

Venda de energia 1º leilão R$ mil MWh 475.835 3.321.792 1.024.235 6.643.584 1.129.219 6.643.584 4.944.637 23.252.544 7.573.926 39.861.504

Aquisição de combustíveis A Companhia adquire carvão mineral da Companhia Riograndense de Mineração (CRM), com a seguinte previsão para os próximos exercícios:

2013 2014/2015 2016/2017 Após 2017 Total

Aquisição de carvão R$ mil Toneladas 149.748 3.300.000 314.471 6.600.000 169.300 3.384.000 622.177 11.844.000 1.255.696 25.128.000

Aquisição de insumos A Companhia adquire cal, para controle das emissões de resíduos das suas usinas, com a seguinte previsão para os próximos exercícios:

2013 2014/2015 2016/2017 Após 2017 Total

103

Aquisição de cal R$ mil Toneladas 40.498 101.380 85.046 202.760 89.299 202.760 93.764 202.760 308.607 709.660

Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

Compra de energia A Companhia não mantém contratos de longo prazo para compra de energia. Quando necessário complementar a geração própria para suprir os contratos em vigor, ela recorre aos leilões de curto prazo da Câmara de comercialização de energia elétrica (CCEE). No exercício de 2012, a Companhia comprou energia conforme a nota 28.

Seguros (não auditado pelo auditor independente) A especificação por modalidade de risco e data de vigência está demonstrada a seguir:

Data de vencimento

Risco Compreensivo empresarial Riscos diversos Responsabilidade Civil Fase C Riscos Operacionais Fase C Riscos Operacionais Roubo incêndio e colisão

10.11.13 31.12.12 31.12.12 31.12.12 31.12.12 16.06.13

Importância Segurada

Prêmio total

2012 Prêmio a apropriar

33.512 2.521 44.000 1.174.000 966.100 2.500 2.222.633

184 46 215 5.022 1.294 20 6.781

8 8

2011 Prêmio a apropriar 7 7

A Eletrobras CGTEE, através das Resoluções de Diretoria 399/12 e 404/12, aprovou a renovação das apólices de seguro com vencimento em 31 de dezembro de 2012 para o exercício de 2013.

Inconstitucionalidade do PIS/PASEP e da COFINS O Supremo Tribunal Federal - STF declarou a inconstitucionalidade do parágrafo 1º do artigo 3º da Lei nº 9.718/98, que ampliou a base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS e deu, naquela época, novo conceito ao faturamento, que passou a abranger todas as receitas auferidas pelas pessoas jurídicas, independentes do tipo de atividade exercida e a classificação contábil adotada. Tal dispositivo não possuía previsão constitucional que o amparasse, tendo sido objeto de emenda constitucional posterior. A Companhia possui créditos fiscais em potencial de PIS/PASEP, relativo ao período de fevereiro de 1999 a novembro de 2002, e de COFINS, relativo ao período de fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, no montante de R$ 12.297, não registrado nas Demonstrações financeiras. A Companhia ajuizou ação ordinária em dezembro de 2007 através do Processo nº 2007.71.00.048592-4, onde consta como ré a Fazenda Nacional, requerendo a restituição dos tributos PIS/PASEP e COFINS cuja arrecadação foi declarada inconstitucional pelo STF. Em 1º de outubro de 2008, houve o julgamento de procedência da ação ordinária nº 2007.71.00.048592-4 na 2a. Vara Federal Tributária de Porto Alegre - RS ajuizada contra a União Federal na Justiça Federal, na qual a União Federal foi condenada a restituir à Companhia os valores recolhidos indevidamente no período de fevereiro de 1999 a novembro de 2002, em relação ao PIS (R$ 1.552), e de fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, em relação à COFINS (R$ 10.745), totalizando R$ 12.297, que deverão ser atualizados pela taxa SELIC, desde a data de cada recolhimento indevido. Todavia, a União apelou, a Companhia apresentou contra-razões, e o processo foi remetido ao Tribunal Regional Federal para julgamento. A apelação foi julgada parcialmente procedente, entendendo que são

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Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

repetíveis somente as parcelas pagas posteriormente a 08 de de declaração, os quais foram acolhidos parcialmente para apresentaram recursos especiais e extraordinários, não extraordinário da União, sendo admitido o recurso especial da da CGTEE até decisão definitiva do STF acerca da matéria.

julho de 2000. As partes opuseram embargos fins de prequestionamento. Após, as partes sendo admitidos os recursos especial e CGTEE e sobrestado o recurso extraordinário

Considerando haver recurso pendente apenas no tocante ao período de Fevereiro de 1999 a julho de 2000, tendo ocorrido o trânsito em julgado em relação ao restante do período, a Companhia apresentou pedido de habilitação de crédito junto à Receita Federal para posterior compensação tributária, o qual encontra-se pendente de julgamento na esfera administrativa.

Construção da UTE Candiota III – Fase C (não auditado pelo auditor independente) O Projeto UTE Candiota III (Fase C) trata-se de uma unidade geradora a carvão mineral nacional, com potência de 350 MW, localizada no município de Candiota - RS, que integra o Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e que teve a energia totalmente comercializada pela Companhia no leilão de energia realizado pela ANEEL em 16 de dezembro de 2005, pelo prazo de 15 anos a contar de 1º de janeiro de 2010. Para realizar o gerenciamento da obra desde a viabilização da construção e até a conclusão do período de garantia técnica do fornecimento, foi implantada pela Companhia uma Unidade de Gerenciamento do Projeto - UGP. Em 15 de dezembro de 2005 a Companhia firmou o Contrato de EPC com a CITIC International Contracting Co. Ltd, empresa da República Popular da China, tendo por objeto a construção da UTE Candiota III (Fase C), em regime "turn key". O valor atual do Contrato de EPC é de US$ 376.043 mil, base novembro de 2005. Adicionalmente, o contrato prevê uma Soma Provisional de US$ 164.966 mil, destinada à cobertura dos impostos de importação referentes aos equipamentos que serão fabricados no exterior, verba para cobrir possíveis variações do contrato, verba correspondente ao reequilíbrio da parte civil decorrente da subida imprevisível do aço ocorrida em 2008, parcela correspondente aos custos adicionais com o Plano de Recuperação Parcial do Atraso introduzido no Contrato em 12 de agosto de 2009 através do Sétimo Aditamento ao Contrato de EPC, e ainda, valor indenizatório referente a eventos de força maior ocorridos no exercício 2009 e reconhecidos através do Décimo Aditamento ao Contrato de EPC firmado em 23 de dezembro de 2010. Assim, o valor global do contrato é da ordem de US$ 541 milhões (equivalentes a aproximadamente R$1.103.640 mil, em 31 de dezembro de 2012). A Companhia tem outros investimentos com o Projeto, tais como: fiscalização, assistência técnica à operação e manutenção durante o primeiro ano de operação da usina, infraestrutura, compensação ambiental, pessoal próprio, seguros, entre outros, avaliadas em cerca de US$ 200 milhões (equivalentes a aproximadamente R$408.000 mil, em 31 de dezembro de 2012). De modo a atender os compromissos assumidos através dos CCEARs (Contrato de Comercialização de Energia Elétrica em Ambiente Regulado), desde 1º de janeiro de 2010, e até que a usina entrasse em operação comercial, a CGTEE adquiriu e disponibilizou aos contratantes o montante de 292 MW médios. O exercício 2011 caracterizou-se pela conclusão das obras de acabamento da usina, pela execução de obras de adequação da infraestrutura existente de apoio às atividades operacionais, tais como, portaria, vestiário, oficinas, almoxarifados e rede de dados, e pelo inicio das atividades de paisagismo (enleivamento e passeios). O desempenho operacional da unidade no seu primeiro ano de operação comercial foi inferior ao esperado, atingindo tão somente uma geração média anual de 158 MWmédios, equivalente a um fator de carga de 45%. O exercício de 2012 foi marcado por um severo período de seca e novo recorde de consumo de energia elétrica no País, que levou ao despacho máximo da geração térmica e a consequente elevação do preço da energia em altos patamares. Desde fevereiro de 2012 a Fase C foi despachada, por mérito de preço, na potência máxima. O principal problema referente a esta situação, diz respeito às penalidades aplicadas nos

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Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

seus contratos de venda de energia, que impuseram pesados prejuízos a Eletrobras CGTEE, decorrentes de desempenho inferior às referências declaradas para a usina no leilão em que a energia foi comercializada, que resultaram em taxas elevadas de indisponibilidade para geração. A Eletrobrás CGTEE está buscando reduzir as penalizações junto a ANEEL. É reconhecido internacionalmente, que uma usina termelétrica a carvão, ao iniciar sua vida operacional, passe por um período de ajustes operacionais, “período de infância”, quando também aparecem as deficiências e/ou inadequação de componentes utilizados no processo produtivo, que constituem motivos para que o regime operacional, nos primeiros anos, seja impactado negativamente. Visando diminuir os efeitos do período de infância no desempenho da unidade referente aos ajustes operacionais e procedimentos de manutenção necessários, a Eletrobrás CGTEE manteve durante o exercício de 2012, contrato de assistência técnica de operação e manutenção com o fornecedor da usina. Também foram identificados componentes críticos, com maior índice de falhas e, para atender a essa necessidade, foi feita a aquisição de peças reservas emergenciais. Durante a parada especial de manutenção ocorrida no período de 20 de novembro a 21 de dezembro de 2012, foram realizadas volumosas adequações, custeadas pelo EPCista (fornecedor da usina), principalmente no projeto da caldeira e nos ventiladores de tiragem induzida, responsáveis pelas principais indisponibilidades, destacando-se a substituição dos painéis de parede d`água localizados junto aos queimadores da caldeira, instalação de tremonhas e defletores no economizador, modificação no sistema de vedação dos preaquecedores de ar e substituição dos variadores de velocidade dos ventiladores de tiragem induzida. Essas soluções técnicas foram apresentadas à CGTEE pelo EPCista em maio de 2012, e somando-se o tempo necessário para fabricação e transporte dos componentes da China para o Brasil, a parada para atendimento da garantia contratual somente pode ocorrer apenas nos meses de novembro e dezembro de 2012. A Eletrobras CGTEE busca junto ao EPCista, o ressarcimento pelos prejuízos incorridos devido aos problemas de projeto e demora na apresentação e execução de soluções técnicas definitivas. O resultado operacional da unidade em 2012, portanto, ficou ainda aquém do desejável, tendo atingido uma geração média anual de 217,8 MWmédios, equivalente a 62,2% de fator de capacidade. Entretanto, no mês de janeiro de 2013 a UTE Candiota III (Fase C) alcançou, respeitando os limites de emissões atmosféricas, uma geração média de 317,9 MW, que corresponde a um fator de carga de 90,8%. Este normal desempenho já decorre das correções técnicas realizadas na parada especial de manutenção supracitada. Espera-se que no exercício 2013, a usina já apresente o desempenho que atenda as expectativas que foram consideradas quando da comercialização da sua energia, ou seja, que apresente índices de disponibilidade da ordem de 90%. Diante das alterações realizadas na usina, principalmente na caldeira, a CGTEE exigiu um novo período de Garantia Técnica, de 12 meses, extensivo aos componentes que tiveram reparos e/ou substituição na parada especial de manutenção anteriormente citada. Durante todo o exercício de 2012 a CGTEE manteve em vigor, com a CITIC Guo Hua International Contracting Co., LTD., Contrato de Assistência Técnica de Operação e Manutenção, através do qual buscouse a sustentação do nível de operação e manutenção da usina segundo as melhores práticas de operação/manutenção, e possibilitou a continuidade do treinamento complementar da equipe de operação/manutenção da usina. A CGTEE também adotará esta prática no exercício 2013, no mínimo até 30/set/2013, porém otimizando a prestação dos serviços para as necessidades atuais. Todos os investimentos aplicados à Fase C a partir de 01/01/2012 estão previstos no Projeto entitulado MSGEE – Manutenção do Sistema de Geração de Energia Elétrica, tendo sido aprovado para tal, especificamente para a Fase C, no orçamento de investimento 2012, o montante de R$ 6.790,672 mil (seis milhões setecentos e noventa mil seiscentos e setenta e dois reais), e realizado o valor de R$ 5.294,946 mil (cinco milhões, duzentos e noventa e quatro mil novecentos e quarenta e seis reais), perfazendo um total de 78% do valor aprovado para o exercício 2012.

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Outros assuntos (não auditado pelo auditor independente) Para apurar os fatos relacionados a pretensas garantias ao Banco KfWBankengruppe concedidas pela Companhia no montante de EUR 156.700 mil (equivalente a aproximadamente R$ 422.212 em 31 de dezembro de 2012) que teriam sido emitidas em favor de empresas privadas, a Companhia instaurou sindicância, cujo relatório final foi aprovado pelo Conselho de Administração em 6 de agosto de 2007. Entre as conclusões da sindicância destacam-se:

(a)

as pretensas garantias foram constituídas ao arrepio da legislação brasileira e das normas estatutárias da Companhia, envolvendo, inclusive, fortes indícios de falsificação de documentos e de assinaturas; e

(b)

a Companhia não tem e nunca teve qualquer negócio ou relação contratual com as empresas beneficiadas e com o banco. Apuradas evidências internas de autoria e materialidade, o Relatório da sindicância foi imediatamente encaminhado, para as medidas legais cabíveis, às instituições e autoridades competentes: Ministério Público Federal, Polícia Federal, Tribunal de Contas de União, Controladoria Geral da União, Ministério de Minas e Energia, Agência Nacional de Energia Elétrica, Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados e Eletrobras. Cabe registrar que, em 22 de junho de 2007, por meio da Carta PR-105/2007, assinada pelo DiretorPresidente, Sereno Chaise, e pelo então Presidente do Conselho de Administração, Valter Luiz Cardeal de Souza, a Companhia já havia encaminhado para a Polícia Federal denúncia sobre as irregularidades relacionadas às pretensas garantias. Para a salvaguarda institucional da Companhia e do interesse público, a Companhia contratou escritório de advocacia especializado - Pinheiro Neto Advogados. Por orientação do referido escritório, a Companhia notificou extrajudicialmente o Banco KfW em 18 de julho de 2007 sobre a inexistência das supostas garantias prestadas em seu nome. O escritório contratado ajuizou em 10 de setembro de 2007, através da Ação Cível nº 001/1.07.0207693-0 na 5ª Vara Cível no Foro Central da Comarca de Porto Alegre, Ação Declaratória de falsidade documental cumulada com pedido de exibição de documentos em face do Banco KFW. Com base na posição atualizada da referida ação em dezembro de 2012, obtida do escritório contratado, não ocorreram alterações significativas no andamento do processo. Oportunamente serão avaliadas outras medidas judiciais cabíveis, para reparação de eventuais danos morais e patrimoniais à Companhia. As supostas garantias dadas a uma das empresas foram formalmente tornadas sem efeito pelo Banco KFW através de comunicação recebida em novembro de 2007. A administração da Companhia não espera incorrer em perdas com relação a esse assunto.

Assuntos regulatórios (não auditado pelo auditor independente) Com a descontratação de energia prevista pela Lei nº 9.648 de 27 de maio de 1998, a Companhia passou a gerar energia liberada dos contratos iniciais. Para a venda desta energia, a Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, estabeleceu que as Concessionárias de Geração de Serviço Público, sob controle Federal, somente podem vender sua parcela de energia livre, incluída a energia liberada dos Contratos Iniciais, em Leilões Públicos regulamentados pela ANEEL ou no âmbito da CCEE. A Companhia participou nos leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes buscando colocação para a energia descontratada, como produto desta participação obteve os seguintes resultados: .

Leilão 2º - Produto 2008/2015 - 104MW - Os contratos já tiveram atualizações tarifárias pelo IPCA até dezembro de 2012, sendo a tarifa média anual praticada de R$ 115,02 por MW/h. O período de vigência

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Demonstrações Financeiras e Relatório de Administração 2012

do contrato é de oito anos, com início de suprimento a partir de 1º de janeiro de 2008, o qual originou contratos de suprimento de energia com 34 agentes de distribuição. .

Leilão 4º - Produto 2009/2016 - 35MW - Os contratos já tiveram atualizações tarifárias pelo IPCA até dezembro de 2012, sendo a tarifa média anual praticada de R$ 123,91 por MW/h. O período de vigência do contrato é de oito anos, com início de suprimento a partir de 1º de janeiro de 2009, o qual originou contratos de suprimento de energia com 17 agentes de distribuição.

A Companhia participou em dezembro de 2005 do primeiro Leilão de Energia dos Novos Empreendimentos, onde realizou a comercialização 292 MW/h médios por ano, cuja energia será proveniente da UTE Candiota III (Fase C) da Usina Presidente Médici, pelo período de 15 anos, com início de suprimento a partir de 1 º de janeiro de 2010 ao preço de R$ 129,50 por MW/h (base IPCA dezembro de 2005). Os contratos já tiveram atualizações tarifárias pelo IPCA até dezembro de 2012, sendo a tarifa fixa média anual praticada de R$ 173,38 por MWh. Esta comercialização de energia originou contratos de suprimentos de energia com 31 agentes de distribuição, que foram assinados em 26 de agosto de 2006. A CGTEE participou de uma chamada pública da empresa NORSKE, conforme Resolução de Diretoria nº 116/2007 de 12 de abril de 2007 e Resolução de Diretoria nº 117/2007 de 19 de abril de 2007 que autorizou a celebração de contrato bilateral de comercialização de energia no ambiente livre CCEAL com a NORSKE, tendo assinado contrato de compra e venda de energia em 18 de abril de 2007. Em 28 de dezembro de 2007 foi assinado o 1º Termo Aditivo, alterando os montantes contratados, por solicitação da NORSKE, conforme Resolução de Diretoria nº 302/2007 de 31 de outubro de 2007. Em 13 de agosto de 2009 foi assinado o Instrumento Particular de Sub-rogação de Direitos e outras Avenças que passou todos os direitos e obrigações da NORSKE SKOG para a ENERPAR, conforme Resolução de Diretoria nº 220/2009 de 08 de junho de 2009.

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Em 04 de janeiro de 2010 foi celebrado o 2º Termo Aditivo que alterou os montantes contratados, por solicitação da ENERPAR, conforme Resolução de Diretoria nº 353/2009 de 04 de dezembro de 2009 redefinindo os montantes anuais de energia. Período 01/01/2011 a 31/12/2011 01/01/2012 a 31/12/2012 01/01/2013 a 31/12/2013

Energia Contratada (MW médios) 42,50 69,00 25,00

O preço do contrato de compra e venda foi de R$ 105,00/MWh, com base em abril de 2007, e atualizado com base no IPCA. Em 22 de dezembro de 2010 foi assinado o 3º Termo aditivo alterando as datas de entrega de energias comercializadas conforme tabela a seguir: Período 01/01/2011 a 31/12/2011 01/01/2012 a 31/12/2012

Energia Contratada (MW médios) 42,50 69,00

O contrato já teve atualizações tarifárias pelo IPCA até dezembro de 2012, sendo a tarifa média praticada para o ano de 2012 de R$ 134,97 por MWh.

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Sereno Chaise Presidente

Clóvis Ilgenfritz da Silva Diretor Financeiro e Relações com o Mercado

Luiz Henrique de Freitas Schnor Diretor Técnico

Sandro Figueiredo de Oliveira Diretor Administrativo

João Luis Lucas Maracci Contador CRC-RS 46.907

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12. RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

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13. PARECER DO CONSELHO FISCAL E CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

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Ficha Técnica

Coordenação Graciele Mafalda dos Santos Chefe da Assessoria de Gestão e Planejamento Stéfanie Galante Duarte Assessoria de Gestão e Planejamento

Colaboradores Clésio Ismério de Oliveira – Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação Edi Lurdes Girardi – Ouvidoria Eduardo Carvalho Raupp - Divisão de Comercialização de Energia Francisco Nelson Porto - Unidade de Gerenciamento do Programa Fase C Gilmar Bohrz – Departamento de Engenharia Guaracy de Souza Cunha – Assessoria de Comunicação Social Heloisa Peregrina – Assessoria de Gestão e Planejamento Hermes Ceratti Marques – Unidade de Gerenciamento de Projeto – Fase C Jandira Maria Cesar Klassmann – Divisão de Licitações e Contratos Jonas Koehler Pinto – Assessoria de Controles Internos e Gestão de Riscos João Luiz Lucas Maracci – Departamento de Contabilidade José Hilton da Silva Cardoso – Departamento de Monitoramento e Licenciamento Ambiental Luiz Fernando dos Santos Farias – Comitê de Ética Maurício Ditter Wallauer – Divisão de Comercialização de Energia Paulo Aymires Pereira Tavares – Diretoria Financeira e de Relações com o Mercado Paulo Joel Leão – Coordenadoria de Desenvolvimento Humano e Responsabilidade Social Rafael Capaverde Bulla - Departamento de Segurança e Medicina do Trabalho Raquel Kothe - Assessoria de Comunicação Social Renato Lucas Maracci – Assessoria de Gestão e Planejamento Rosangela de Freitas Machado – Departamento de Recursos Humanos Rosemari Nunes da Silva – Secretaria Geral Rubens Jamil de Oliveira - Assessoria de Controles Internos e Gestão de Riscos Sergio Roberto dos Santos – Departamento de Segurança e Medicina do Trabalho

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