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GOIÂNIA, QUARTA-FEIRA, 16 DE ABRIL DE 2014ANO 177 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 21.81518 Diário Oficial

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

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

Senhor Acionista,

O ano de 2013 foi bastante desafiador, não somente para a CELG GT, mas para o Setor Elétrico Brasileiro, uma vez que os agentesdo setor precisaram implementar novas práticas de gestão para se adequarem às regras introduzidas pela Medida Provisória579/2012, como ficou então marcado o novo ciclo do Setor, por alguns referenciado como Novíssimo Modelo.

Tal modelo tratou de impor redução às tarifas de energia para o consumidor final via extinção ou redução de encargos setoriais (oque em média não passou de 40% da redução) e abatimento também no custo da geração de energia (com redução efetiva dovalor do MWh produzido por geradoras consideradas “existentes”, transformando a energia por elas produzidas em cotas).

Para viabilizar tal redução, em síntese, o Poder Concedente reverteu os ativos de geração e transmissão, com concessão vencidaou a vencer até 2017. Para tanto, definiu uma Indenização pelos Ativos não amortizados e/ou depreciados relativos à RBNI (ativosda transmissão cujo início de operação ocorreu após maio/2000) e, através da Resolução Normativa 589/2013 estabeleceu oscritérios para a avaliação dos ativos de transmissão relativos à RBSE (Rede Básica).

Ressalta-se que, neste último caso, apesar da definição do critério de apuração do valor a ser indenizado, o governo ainda não esta-beleceu a forma como ocorrerá o pagamento da indenização, nem em termos de quantidade de parcelas quanto em termos de índicee forma de atualização, já que a data-base é 31/12/2012.

Quanto aos ativos de Geração, a MP 579/2012 e demais regulamentos não previram a Indenização para os empreendimentos quedecidiram pela não renovação da Concessão. Contudo, a Resolução Normativa 596/2013, a qual instituiu a sistemática para avali-ação dos ativos de Geração a serem Indenizados contemplou os ativos de Concessões não Renovadas, o que no caso da CELG GTé bastante positivo já que a Usina de São Domingos (não renovada, mas sob gestão da CELG GT) em dezembro/2012 ainda nãohavia sido totalmente amortizada, o que por certo evitará que a companhia tenha que recorrer à qualquer mecanismo para fazer valero contrato que então resguarda tal direito à concessionária independente da adesão ou não da renovação, o que então não estavasendo cumprido.

As mudanças instituídas pela MP 579/2012 demandam uma redefinição do papel dos agentes institucionais do setor ou elaboraçãode novo formato de procedimentos no que tange, dentre outras questões, à responsabilidade pelos investimentos, especialmente emtermos de potencialização e/ou substituição de equipamentos.

Até o momento não está transparente a responsabilidade e procedimentos para a substituição de equipamentos de ativos entãotransferidos para o Poder Concedente, uma vez que a tarifa, a exemplo da transmissão, não contempla nenhuma parcela para tal,garantindo tão somente o custo para operação e serviços de manutenção, o que pode influenciar na disponibilidade do sistema.

Face à redução acentuada das Receitas Operacionais, a CELG GT buscou ampliar sua base de ativos, de forma a alocar osrecursos oriundos das indenizações em operações que promovam o aumento de receita direta da companhia ou garantindoingressos de caixa futuros via recebimento de dividendos.

Ademais, manteve seu Programa de Demissão Voluntária, cujos desligamentos realizados em 2013 e os que serão efetivados em2014 representarão uma redução total na folha de pagamento da ordem de 25,60% (data base: dezembro/2012).

Para o ano de 2014 o corpo diretivo da empresa, almeja, além do equacionamento da dívida financeira (decorrente do processo dedesverticalização), concluir as obras de reforços em andamento, os quais representarão incremento de 22% nas receitas de trans-missão, bem como ajustar o nível de contratação da Usina de São Domingos e/ou inversão do sistema de cotas, de forma a reade-quar a capacidade de lastro da energia produzida.

Ademais, a diretoria irá direcionar todos os esforços necessários para a efetiva transferência dos imóveis pertencentes à CELGGT e que não foram devidamente realizados quando da desverticalização, regularizando aqueles imóveis em serviço da trans-missão e/ou geração.

Outrossim, submetemos, para apreciação e, em cumprimento às disposições legais e estatutárias, o Relatório de Administração, asDemonstrações Financeiras e as Notas Explicativas, acompanhados do Relatório dos Auditores Independentes da Celg Geração eTransmissão S.A. – CELG GT, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2013.

José Fernando Navarrete PenaPresidente

1. PERFIL DA CELG GT

1.1 Negócios da CELG GT

A CELG Geração e Transmissão S.A. – CELG GT foi criada após a desverticalização das atividades de Distribuição eGeração/Transmissão determinada pelo Poder Concedente através da Lei 10.848/2004. A companhia é subsidiária integral daCompanhia Celg de Participações – CELGPAR.

A CELG GT atua no Estado de Goiás na operação e manutenção de linhas de transmissão e subestações, em conformidade com oSegundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão Nº 63/2001- ANEEL.

No segmento de Geração, conforme Contrato de Concessão nº 62/2000 – ANEEL e demais instrumentos emitidos pelo poder conce-dente, a CELG GT possui a outorga para explorar a Pequena Central Hidrelétrica de Rochedo até 07 de julho de 2015 e administraa Usina de São Domingos, em atendimento à Portaria nº 352/2013-ANEEL.

A CELG GT também participa como acionista nos seguintes empreendimentos do setor elétrico:

I) Lago Azul Transmissão S.A. (50,1%); II) Pantanal Transmissão S.A. (49%); III) Energética Corumbá III S.A. - ECIII (37,5%); IV) Energética Fazenda Velha S.A. (20%); eV) Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. (10%).

Figura 1 - Empreendimentos em Parcerias da CELG GT

Em conformidade com o planejamento estratégico da companhia, a CELG GT prevê expansão dos seus negócios, seja realizan-do os investimentos autorizados pelo poder concedente, intitulados como reforços, próprios do Contrato de Concessão nº63/2001, seja através de participações acionárias em empresas já constituídas ou em novos empreendimentos - Leilões, com vistasa otimizar e gerar o melhor resultado possível proveniente dos recursos que ingressarão na empresa por conta das Indenizações dosAtivos RBNI (Portaria Interministerial Nº 580/2012/MME/MF) e as inerentes à RBSE que ainda serão apuradas conforme ResoluçãoNormativa 589/2013 – ANEEL, bem como as decorrentes das indenizações dos ativos de Geração, em consonância com aResolução Normativa 596/2013-ANEEL.

1.1.1 Atuação da CELG GT no segmento de Transmissão

Com a Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.783/13 e demais instrumentos legais dela decorrentes, tais como o DecretosNº 7.805 e Nº 7.850 de 2012, a CELG GT firmou o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 63/2001 – ANEEL, paraoperar, manter e conservar as seguintes subestações e linhas de transmissão descritas na tabela 1:

Tabela 1 – Subestações sob gestão da CELG GT – Contrato de Concessão nº 063/2001 - ANEEL

Subestação Município Tensão Potência Instalada (MVA)Águas Lindas Águas Lindas de Goiás 230/69 kV 100 MVAAnhanguera Aparecida de Goiânia 230/138/69 kV 250 MVACachoeira Dourada Cachoeira Dourada de Goiás 230/138 kV 220 MVACarajás Goiânia 230/138 kV 225 MVAFirminópolis Firminópolis 230/138 kV 150 MVAGoiânia Leste Goiânia 230/13,8 kV 150 MVAItapaci Itapaci 230/69 kV 100 MVAPalmeiras Palmeiras de Goiás 230/69 kV 100 MVAParanaíba Itumbiara 230/69 kV 100 MVAPirineus Anápolis 230/138 kV 225 MVAPlanalto Morrinhos 230/69 kV 84 MVAXavantes Goiânia 230/138 kV 450 MVA

Tabela 2 - Linhas de Transmissão sob Gestão da CELG GT - Contrato de Concessão nº 63/2001

Linhas de Transmissão Tensão (kV) Extensão (km)Paranaíba – UHE Itumbiara 230 11Cachoeira Dourada - Anhanguera 230 194,7Cachoeira Dourada - Planalto 230 85Planalto - Anhanguera 230 113Anhanguera - Goiânia Leste 230 12,4Goiânia Leste – Xavantes 230 27Xavantes - Bandeirantes L1 230 35,8Xavantes - Bandeirantes L2 (trecho CELG) 230 15,8Pirineus - Xavantes (trecho CELG) 230 15,8Anhanguera – Carajás C-1 230 16,53Anhanguera – Carajás C-2 230 16,49Carajás - Palmeiras 230 66,1Palmeiras – Firminópolis 230 47,5Barro Alto Furnas – Itapaci 230 67,8TOTAL 230 kV 724,92

1.1.2 - Atuação da CELG GT no segmento de Geração

Em consonância com o Contrato de Concessão Nº 62/2000 - ANEEL, a CELG GT possui a outorga da Pequena Central HidrelétricaRochedo e, não obstante a concessão da Usina de São Domingos ter vencido em 24 de maio de 2011, a CELG GT, até junho de2013, operava a mesma dentro dos padrões da Concessão, conforme Contrato Nº 62/2000.Através da Portaria 190/2013 – MME, o poder concedente passou a operação da mesma para ser realizada por Furnas, quando

transformou a energia de São Domingos em cotas. Contudo, através da Portaria 352/2013 - MME, em 10 de outubro de 2013, oMinistério das Minas e Energia determinou que a operação da Usina de São Domingos voltasse a ser realizada pela CELG GT. Veja quadro das outorgas:

A CELG GT possui ainda uma participação de 15% na UHE Corumbá III, com potência instalada de 93,6MW localizada no rioCorumbá, município de Luziânia - GO, em parceria com a CEB, Strata, Energ Power e Geração CIII (Neoenergia), em operação com-ercial desde 2009.A CELG GT está desenvolvendo, em parceria com a iniciativa privada e/ou empresa Pública, outros projetos de aproveitamentoshidrelétricos no Estado de Goiás e Tocantins, com vistas a ampliar a sua capacidade de geração para 200MW conforme quadrosabaixo:

Tabela 3 – Participações CELG GT em Empreendimentos – Estudos de Viabilidade UHEs

Tais estudos encontram-se em andamento com possibilidade de reenquadramento de alguns aproveitamentos, em atendimento àsrecomendações contidas nas avaliações ambientais.A seguir, apresentamos também quadro descritivo do Estudo de Inventário do Aproveitamento no Rio Claro:

Tabela 4 – Participações CELG GT em Empreendimentos – Inventário de Bacia Hidrográfica

Este Estudo de Inventário foi revisado e encontra-se na ANEEL aguardando aprovação para o desenvolvimento dos ProjetosBásicos. A seguir, constam os aproveitamentos com projetos básicos concluídos, entregues na ANEEL aguardando o LicenciamentoAmbiental junto à SEMARH para aprovação, com exceção dos aproveitamentos do rio Mosquito, cujo licenciamento é de respons-abilidade do IBAMA. Ressalta-se que a PCH Fazenda Velha já foi aprovada, com Licença de instalação e cuja implantação deveráter início em 2014.

Tabela 5 – Participações CELG GT em Empreendimentos – Projetos Básicos de PCHs e UHEs

1.2 Composição Acionária

A CELG GT é uma das subsidiárias integrais da Companhia CELG de Participações – CELGPAR. A composição acionária da

MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

ESTUDOS DE VIABILIDADE DE UHEs

INVENTARIO DE BACIAS HIDROGRÁFICAS

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CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO2.2 Ampliação em Reforços

O Plano de Ampliação e Reforços (PAR) é elaborado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), com a participação dos agentesde transmissão, geração, distribuição e consumidores livres conectados à rede, com vistas a adequar o sistema considerando asdemandas existentes e/ou futuras, tais como previsão de carga, solicitações de acesso e expansão do sistema.Conforme definições ONS, AMPLIAÇÃO é a implantação de novo elemento funcional – linha de transmissão, subestação ou novopátio, detentora de uma nova concessão de transmissão, enquanto REFORÇO é a instalação, a substituição ou a reforma de equipa-mentos em instalações de transmissão existentes, ou a adequação destas instalações, visando o aumento de capacidade de trans-missão, o aumento de confiabilidade do Sistema Interligado Nacional – SIN ou a conexão de usuário.O ONS submete o Plano de Ampliações e Reforços à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para emissão da ResoluçãoAutorizativa a qual determinará ao concessionário que faça a Ampliação ou Reforço.A área de concessão da CELG GT possui grandes perspectivas de aumento de demanda, sendo alvo de diversas determinações dereforços e ampliações. Veja abaixo os investimentos da CELG GT já autorizados/determinados pelo Poder Concedente, dos quais amaioria deverá entrar em operação ainda em 2014:

Tabela 8 - Reforços Autorizados

REFORÇOS AUTORIZADOS EM ANDAMENTOSubestação RAP REA Valor Total Investimentos à Realizar

(Dez/2013) (dez.2013) 2014 Após 2014Carajás - 2º Banco 2.004.648 2089/2009 12.630.916 567.931Anhanguera - 3º Banco 2.290.884 2089/2009 14.432.454 3.580.231Águas Lindas 707.012 2368/2010 5.755.789 769.216Carajás - Dif. Barra 43.192 3034/2011 354.242Gyn Leste - Subst. Trafo 491.014 3034/2011 5.207.271 1.217.951Xavantes 352.230 3034/2011 2.938.386Carajás - Capacitor 800.598 3170/2011 5.148.840 4.500.000Itapaci - Arrajo Barra dupla 818.006 3217/2011 5.572.669 4.705.305Pirineus - 2º Trafo 2.272.058 3217/2011 15.839.326Itapaci - Capacitor 780.305 3914/2013 5.688.243 4.000.000Goiânia Leste – 4º Transf 1.549.951 4417/2013 15.499.514 3.000.000,00 12.056.259TOTAL 12.109.898 89.067.650 22.340.634 12.056.259

Além dos investimentos supracitados, a CELG GT foi consultada sobre outros investimentos relativos ao Plano de Ampliações eReforços da ordem de R$ 95 milhões, dos quais a CELG GT já manifestou sobre R$ 36 milhões e o restante ocorrerá ainda no primeirotrimestre de 2014, os quais serão planejados e executados após a emissão da Resolução Autorizativa ANEEL.

2.3 Participação em Sociedades – Transmissão

Como já mencionado, a Diretoria da CELG GT, com a autorização de seus acionistas, participou dos leilões de novos empreendi-mentos. Para tanto, firmou parcerias estratégicas em nível nacional e regional.O resumo das atuações nos leilões de transmissão é apresentado na tabela 8.

Tabela 9 - Participação em Leilões de Transmissão da ANEEL em 2013

LEILÃO-ANEEL DATA DA LOTE RAP RAP DESÁGIO PROPOMENTESESSÃO MÁXIMA VENCEDORA (%) VENCEDORPÚBLICA (R$) (R$)

002/2013 12/07/13 B LT 500 kV 31.009.280 27.400.000 11,63% CONSÓRCIOBrasília Leste - Luziânia - VALE DO SÃOC1 e C2; SE Brasília Leste 500/138 kV BARTOLOMEU FIP- (6+1)X180MVA; LT 230 kV MILÃO (51%);Brasília Geral - Brasília Sul - CELG GT (10%) e;C3 (subterrânea);LT 345 kV FURNAS (39%)Brasília Sul - Samambaia - C3

002/2013 12/07/13 F SE Campo Grande II 4.482.230 4.258.000 5,00% CONSÓRCIO 230/138 kV, PANTANAL CEL2x150 MVA ENGENHARIA (51%);

CELG GT (49%)

007/2013 14/11/13 D LT 230 kV 3.066.690 3.050.000 0,54% CONSÓRCIOBarro Alto - LAGO AZUL Itapaci, C2 CELG GT (50,1%)

e FURNAS (49,9%)

Para a implantação dos objetos licitados supramencionados, considerou-se que, em parte, o investimento será suportado por recur-sos próprios, na proporção da participação de cada acionista e, o restante, será realizado via financiamento junto ao BNDES.Veja a projeção de desembolso/realização de investimento por parte da CELG GT:

Empreendimento Investimento Ref. Contrato de CELG GT % INVESTIMENTOS CELG GT (EQUITY)Total Previsto Preço Concessão Equity (Dezembro/2013)

ANEEL 2014 2015 2016 TOTALSPE São Bartolomeu 269.646.470 12.07.2013 14/2013 10% 40,5% 4.598.174 6.625.815 - 11.223.989SPE Pantanal 50.277.839 12.07.2013 18/2013 49% 52,7% 6.866.862 5.333.637 - 12.200.499SPE Lago Azul 29.000.000 14.11.2013 à formalizar 50,1% 49,6% 553.605 4.299.582 2.347.185 7.200.372TOTAL 319.924.309 11.465.036 11.959.452 - 23.424.488

2.4 Participação em Sociedade – Geração

Como já exposto no item 2 – Perfil da CELG GT – Segmento de Geração, a empresa participa de 26 empreendimentos no segmentode Geração, com vistas a explorar recursos hídricos da região, seja através de Usinas ou Pequenas Centrais Hidrelétricas.Neste contexto, 25 delas encontram-se em fase de estudo ou inventário ou projeto básico, exceto a Energética Fazenda Velha.

Após participar de dois leilões de energia em 2012 e 2013, porém sem êxito, em 13/12/2012 a PCH Fazenda Velha, da qual aCELG GT possui participação de 20%, vendeu 75% da energia garantida ao preço de R$ R$ 131,95/MWh no Leilão de EnergiaA-5, realizado pela ANEEL. A PCH FAZENDA VELHA possuirá potência instalada de 16,5MW e energia garantida de 8,9MW a serimplantada no rio Ariranha, afluente do rio Claro, e está localizada a 10 Km de distância da cidade de Jataí, na região sudoeste doEstado de Goiás. Sua conexão ao sistema interligado será através do sistema da CELG D, na SE Serra Azul a partir da construçãode uma linha de 69 kV com 11 Km de extensão e implantação de um vão de conexão a ser construído na referida subestação.O início de construção está previsto para maio de 2014, com cronograma de implantação para 24 meses, devendo entrar emoperação comercial até abril de 2016. Toda energia gerada pela usina antes da data de início do fornecimento (maio de 2014), assimcomo os 25% da energia garantida gerada durante o período de concessão, deverá ser comercializada no mercado livre. A seguir consta a projeção de investimentos a serem realizados pela CELG GT no empreendimento:

Empreendimento Invest. Total % CELG Ref. Preço Capacidade Energia % Equity 2014 2015 TOTALPrevisto Instalada Firme

PCH Fazenda Velha 70.460.810 20% dez.2013 16,5 MW 8,9 MW 40% 2.743.000 2.893.866 5.636.866

3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

A Receita Operacional Líquida da CELG GT em 2013, originada de suas atividades como geradora e transmissora de energia elétri-ca totalizou R$ 55,15 milhões de reais, dos quais 79% referem-se ao uso do sistema de transmissão e 21% proveniente de geração.

COMPOSIÇÃO DA RECEITA POR ATIVIDADE

A variação da receita bruta foi de -17,44%, passando de R$ 74,96 milhões em 2012 para R$ 61,89 milhões em 2013, em função dosefeitos da redução da RAP. As deduções à receita operacional bruta equivaleram a 10,9%, tendo sido reduzidas em 57,33%, advin-das das reduções dos encargos setoriais diretamente vinculados à receita (CCC, CDE e RGR). No ano 2013, a Celg GT apresentoulucro de R$ 13.422 mil. Os dados econômico-financeiros da CELG GT em 2013 encontram-se abaixo relacionados, sendo feita a reapre-sentação da posição em 2012, em função da CELG GT ter obedecido a posição adotada pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis,referente a não adoção da consolidação proporcional do Investimento Controlado em Conjunto na Energética Corumbá III – ECIII, nosmoldes da NBC TG 19 – Negócios em Conjunto:

Geração Variação Transmissão Variação Total VariaçãoDescrição ( R$ mil) 2012/2013 (R$ mil) 2012/2013 (R$ mil) 2012/2013

2012 2013 2012 2013 2012 2013REAPRESENTADO REAPRESENTADO REAPRESENTADO

Receita Bruta Operacional 12.213 12.893 5,57% 62.751 48.999 -21,92% 74.964 61.892 -17,44%Receita Operacional Líquida 10.816 11.563 6,91% 48.344 43.586 -9,84% 59.160 55.149 -6,78%EBTIDA 5.095 1.361 -73,29% 19.758 (2.968) -115,02% 24.853 (1.607) -106,47%EBIT - Resultado do Serviço 1.566 (2.098) -233,97% 6.352 (2.984) -146,98% 7.918 (5.082) -164,18%Resultado Financeiro 2.581 2.243 -13,10% (9.796) 601 106,14% (7.215) 2.844 139,42%Resultado operacional 4.147 145 -96,50% (3.444) (2.383) -30,81% 703 (2.238) -418,35%Outros Resultados - - 0,00% - 25.013 100,00% - 25.013 100,00%Lucro/Prejuízo Líquido 4.147 145 -96,50% (3.555) 13.277 273,47% 592 13.422 2167,23%Ativo Total - - - - - - 418.436 455.292 8,81%Investimentos - - - - - - 54.069 59.774 10,55%Passivo Circulante e Não Circulante - - - - - - 116.531 139.965 20,11%Patrimônio Líquido - PL - - - - - - 301.905 315.327 4,45%

Indicadores Econômico-Financeiros

Margem EBITDA 47,1% 11,8% - 40,9% -6,81% - 42,0% -2,9% -Margem EBIT 14,5% -18,1% - 13,1% -6,85% - 13,4% -9,2% -Margem Líquida 38,3% 1,3% - -7,4% 30,5% - 1,0% 24,3% -Depreciação / Ebtida 69,3% 254,2% - 67,9% -0,5% - 68,1% -216,2% -Grau de cobertura operacional - - - - - - 3,44 0,57 -Patrimônio Líquido a preços mercados/EBTIDA - - - - - - 12,15 -196,22 -

holding, bem como as descendentes da CELG GT são apresentadas através da árvore acionária abaixo:

Cumpre destacar, especialmente em relação ao controle acionário (exercido pelo Governo do Estado de Goiás), que a CELG GT nãointegrou os ativos abrangidos pelo Acordo de Acionistas firmado entre Estado de Goiás e Eletrobrás.

1.3 Governança Corporativa e Auditoria Externa

A CELG GT prima pela gestão transparente. Assim, no que diz respeito à prestação de serviços relacionados à auditoria externa, aCELG GT segue princípios que preservam a independência do auditor.As demonstrações financeiras em todos os seus aspectos relevantes quanto à posição patrimonial e financeira da Concessionáriacom relação ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013, foram auditadas pela UHY Moreira Auditores.As políticas da Companhia e de suas controladas vedam a contratação de seus auditores independentes para a prestação deserviços que acarretem conflito de interesses ou perda de objetividade dos mesmos. A CELG GT adota um sistema de rodízio deseus auditores independentes, com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM, conforme previsto em lei, sele-cionados por meio de processo de licitação pública.

1.4 Gestão Sustentável

A CELG GT aplica políticas de gestão que visam o equilíbrio entre desempenho da empresa e conservação do meio ambiente alémda preocupação com seus colaboradores.Atende às normas inerentes ao meio ambiente tanto no que tange à exploração de recursos hídricos, quanto em termos de cuida-dos com a fauna e a flora em sua extensão de área de servidão.No sentido de explorar outras fontes alternativas, com vistas a aprimorar práticas que efetivamente contribuam com o meio ambientee ao mesmo tempo garantam o desempenho da companhia, a CELG GT, em parceria com a CELD D e demais cooperadas, a títulode pesquisa, está desenvolvendo um Projeto de Geração Distribuída de Energia produzida a partir de Biogás gerado por EfluentesLíquidos em grande empresa do segmento alimentício, o qual foi aprovado pela Agência conforme Ofício nº 148/2013-SPE/ANEEL.

2. INVESTIMENTOS2.1 Perspectivas do Setor ElétricoA Matriz Elétrica Brasileira possui, historicamente, uma tendência à exploração de fontes mais limpas, especialmente a hidráulica.Até 2011 as usinas hidrelétricas eram responsáveis por mais de 90% da energia gerada, porém, nos últimos anos, tem perdidoespaço para outras fontes, entre elas as não renováveis como as Usinas Térmicas. Veja como fica explícito a substituição da ger-ação de energia por fonte na tabela abaixo, extraída do Boletim de Informações Gerenciais – Dezembro 2013 – ANEEL:

Tabela 6 - Geração de Energia por Fonte no SIN

Quando avaliada a capacidade instalada por fonte, verifica-se que a participação das hidrelétricas é ainda menor, representando 64%do parque gerador nacional. Isso por um lado reflete uma política em que se privilegia a segurança no suprimento, já que asTermelétricas – UTEs, não são susceptíveis às variações climáticas, são responsáveis por quase 29% da capacidade instalada. Poroutro lado, demonstra uma tendência à substituição na utilização de energia hidráulica, totalmente renovável.

Não obstante o crescimento da capacidade instalada ocorrido no Brasil da ordem, de 50% entre 2002 (quando adotou-se o raciona-mento de energia dado à escassez desta) e 2013, conforme demonstra o gráfico abaixo, ainda haverá espaço para ampliação dageração:

Fonte: Banco de Informações de Geração

Figura 2 - Evolução da Capacidade Instalada no Brasil

O fato é que a energia elétrica é insumo básico para o desenvolvimento das atividades econômicas. Conforme expectativa de aumen-to de demanda projetado no Plano Nacional de Energia – Matriz Energética 2030, o consumo per capta deverá passar de 2,37 MWhpor habitante (em 2010) para 4,15 MWh por habitante em 2030.Para suprir a demanda de energia elétrica até 2030, veja a expectativa de incremento (2015-2030) por fonte de energia e região:

Tabela 7 - Expectativa de Crescimento da Demanda no Brasil

Fonte Norte Nordeste Sudeste1 Sul Acréscimo máximoperíodo por ano2

Hidreletricas 44.000 1.100 10.000 6.200 61.300 4.090Grande porte2 44.000 1.100 10.000 6.200 61.300 4.090Térmicas 0 9.000 15.000 6.000 30.000 2.000Gás natural 0 4.000 10.000 1.000 15.000 1.000Nuclear 0 3.000 3.000 0 6.000 400Carvão 0 2.0001 2.0004 5.000 9.000 600Outras -5 0 0 0 -5 -5Alternativas 0 3.950 8.000 3.400 15.350 1.025PCH 0 500 4.000 1.500 6.000 400Centrais eolicas 0 2.200 0 1.100 3.300 220Biomassa da cana 0 950 3.300 500 4.750 320Residuos urbanos 0 300 700 300 1.300 85Total 44.000 14.050 33.000 15.600 106.650 7.115

Notas: 1) inclui Centro-Oeste; 2) valor médio; 3) inclui hidrelétricas binacionais; 4) carvão importado; 5) valores numericamente pouco significa-tivos, correspondentes à expanção da carga do sistema isolados remanescentes (0,2% do consumo nacional).

Fonte: Matriz Energética 2030 – MME/EPE

Atualmente, mesmo com demanda reprimida, o Estado de Goiás, ocupa a nona posição em termos de Consumo de Energia Elétrica.Caso se cumpra a perspectiva de crescimento de suas atividades econômicas, certamente haverá uma demanda ainda maior deenergia elétrica, o que inevitavelmente irá incentivar o aumento da capacidade instalada de geração de energia na região.Enfim, é considerando este contexto, com expectativa de aumento da carga projetada e, alinhado ao Plano de Governo do Estadode Goiás, a CELG GT investe no setor elétrico, especialmente em Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas.

2011 2012 2013Energia Gerada em Gwh Jan-Dez Jan-Dez Jan-Dez

Despachada ao SIN 493.791 512.737 523.427Fora do Sistema Interligado 12.106 12.389 12.423Total de Geração 505.897 525.126 535.880

Participação por fonte*Renováveis 91,6 % 86,8 % 80,2 %disto: Hidráulica 91,2% 86,0% 79,2%

Biomassa 0,1% 0,1% 0,2%Eólica 0,4% 0,6% 0,8%

Não renováveis 8,4% 13,2% 19,8%disto: Gás Natural 2,7% 6,8% 11,2%

Oleo Diesel/Combustível 0,7% 1,3% 2,6%Carvão 1,1% 1,5% 2,7%Nuclear 3,2% 3,1% 2,8%Outras 0,7% 0,5% 0,5%




Os custos não gerenciáveis apresentaram uma diminuição na participação do custo total da atividade de transmissão (diminuição de 35% para 25% de partic-ipação em 2013) e um aumento na participação do custo total da atividade de geração (aumento de 25% para 42% em 2013).

Enquanto que os custos gerenciáveis aumentaram a participação na composição do custo total das atividades de transmissão (aumento de 65% para 75%) euma diminuição na participação do custo total das atividades de geração (diminuição de 75% para 58%).

PARTICIPAÇÃO DOS CUSTOS POR ATIVIDADE DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO (%)

O Patrimônio Líquido da CELG GT teve aumento de 4,45%, em 31 de dezembro de 2013, encerrando o exercício em R$ 315.327 mil. A estrutura de capi-tal encerrou o exercício com 55,61% de capital próprio e 44,39% de capital de terceiros, tendo este elevado 15% em relação a 2012.

Ba lan ço So ci al Anual / 2013Em pre sa: CELG GE RA ÇÃO E TRANS MIS SÃO S/A - CELG GT1 - Ba se de Cál cu lo 2013 Va lor (Mil re ais) 2012 Va lor (Mil re ais)

Re cei ta lí qui da (RL) 55.149 59.160Re sul ta do ope ra ci o nal (RO) -5.082 7.918Fo lha de pa ga men to bru ta (FPB) 21.973 18.599

2 - In di ca do res So ci ais In ter nos Va lor (mil) % so bre FPB % so bre RL Va lor (mil) % so bre FPB % so bre RL

Ali men ta ção 916 4,17% 1,66% 714 3,84% 1,21%En car gos so ci ais com pul só rios 5.330 24,26% 9,66% 3.541 19,04% 5,99%Pre vi dên cia pri va da 558 2,54% 1,01% 451 2,42% 0,76%Sa ú de 555 2,53% 1,01% 288 1,55% 0,49%Se gu ran ça e sa ú de no tra ba lho 0 0,00% 0,00% 18 0,10% 0,03%Edu ca ção 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Cul tu ra 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Ca pa ci ta ção e de sen vol vi men to pro fis si o nal 34 0,15% 0,06% 18 0,10% 0,03%Cre ches ou au xi lio-cre che 80 0,40% 0,16% 30 0,16% 0,05%Par ti ci pa ção nos lu cros ou re sul ta dos 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Ou tros 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%To tal - In di ca do res so ci ais in ter nos 7.481 34,05% 13,57% 5.060 27,21% 8,55%

3 In di ca do res So ci ais Ex tre nos Va lor (mil) % so bre RO % so bre RL Va lor (mil) % so bre RO % so bre RL

Edu ca ção 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Cul tu ra 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Sa ú de e sa ne a men to 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Es por te 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Com ba te à fo me e se gu ran ça ali men tar 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Ou tros 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%To tal das con tri bui ções pa ra a so ci e da de 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Tri bu tos (ex clui dos en car gos so ci ais) 16.630 -327,23% 30,15% 16.649 210,27% 28,14%To tal - In di ca do res so ci ais ex ter nos 16.630 -327,23% 30,15% 16.649 210,27% 28,14%

4 - In di ca do res Am bien tais Va lor (mil) % so bre RO % so bre RL Va lor (mil) % so bre RO % so bre RL

In ves ti men tos re la ci o na dos com a pro du ção/ope ra ção da em pre sa 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%In ves ti men tos em pro gra mas e/ou pro je tos ex ter nos 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%To tal dos investimentos em meio am bi en te 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Quan to ao es ta be li ci men to de “me tas anua is” pa rami ni mi zar re sí duos, o con su mo em ge ral na pro du ção/ (*) não pos sui me tas ( ) cum pre de 51 a 75% (*) não pos sui me tas ( ) cum pre de 51 a 75%ope ra ções e au men to a efi cá cia na uti li za ção de re cur sos ( ) cum pre de 0 a 50% ( ) cum pre de 76 a 100% ( ) cum pre de 0 a 50% ( ) cum pre de 76 a 100%naturais, a empresa

5 - In di ca do res do Cor po Fun cio nal 2013 2012

N° de em pre ga dos(as) ao fi nal do pe rí o do 92 81N° de ad mi ssões du ran te o pe ri o do 5 19N° de em pre ga dos(as) ter cei ri za dos 6 5N° de es ta gi a rios (as) 26 28N° de em pre ga dos(as) aci ma de 45 anos 33 38N° de mu lhe res que tra ba lham na em pre sa 12 9% de car gos de che fia ocu pa dos por mu lhe res 29% 29%N° de ne gros(as) que tra ba lham na em pre sa 38 1% de car gos de che fia ocu pa dos por ne gros(as) 36% 0%N° de pes so as com de fi ci ên cia ou ne ces si da des es pe ci ais 1 2

6 - In for ma ções re le van tes quan to ao exer cí cio 2012 va lor (mil re ais) Me tas 2013da ci da da nia em pre sa ri al

Re la ção en tre a mai or e a me nor re mu ne ra ção na em pre sa 15 8Nú me ro to tal de aci den tes de tra ba lho 3 0Os pro je tos so ci ais e am bien tais de sen vol vi men to pe la ( ) di re ção ( * ) di re ção e ( ) to dos (as) ( ) di re ção ( * ) di re ção ( ) to dos (as)em pre sa fo ram de fi ni dos por ge rên cias em pre ga dos (as) e ge rên cias em pre ga dos (as)

Os pra drões de se gu ran ça e sa lu bri da de no am bi en te ( ) di re ção ( ) to dos(as) ( * ) to dos (as) + ( ) di re ção e ( ) to dos (as) ( * ) to dos (as)de tra ba lho fo ram de fin dos por e ge rên cias em pre ga dos(as) Ci pa ge rên cias em pre ga dos (as) + Ci pa

Quan to à li ber da de sin di cal, ao di rei to de ne go ci a ção ( ) não se ( *) se gue as ( ) to dos (as) as ( ) não se ( * ) se guirá as ( ) incentivarácoletiva e à re pre sen ta ção in ter na dos(as) en vol ve normas da OIT normas da OIT en vol ve rá normas da OIt e seguirá a OIT

A pre vi dên cia pri va da con tem pla: ( ) di re ção ( ) di re ção e ( * ) to dos (as) ( ) di re ção ( ) di re ção e ( * ) to dos (as)ge rên cias em pre ga dos (as) ge rên cias em pre ga dos (as)

A par ti ci pa ção dos lu cros ou re sul ta dos con tem pla: ( ) di re ção ( ) di re ção ( ) to dos (as) ( ) di re ção ( ) di re ção ( ) to dos (as)e ge rên cias em pre ga dos (as) e ge rên cias em pre ga dos (as)

Na se le ção dos for ne ce do res, os mes mos pa drões éti cos ( ) não são ( * ) são ( ) são ( ) não são ( * ) se rão ( ) se rãoe de res pon sa bi li da de so ci al e am bien tal ado ta dos pe la con si de ra dos su ge ri dos exi gi dos con si de ra dos su ge ri dos exi gi dos

Quan to a par ti ci pa ção de em pre ga dos(as) em pro gra mas ( ) não se ( * ) apoia ( ) or ga ni za e ( ) não se ( ) apo i a rá ( * ) or ga ni za ráde tra ba lho vo lun tá rio, a em pre sa en vol ve in cen ti va en vol ve rá e in cen ti va rá

Nú me ro to tal de re cla ma ções e crí ti cas de na em pre sa no Pro con na Jus ti ça na em pre sa no Pro con na Jus ti çaconsumidores (as) 0 0 0 0 0 0

% de re cla ma ções e cri ti cas aten ti das ou so lu cio na das: na em pre sa no Pro con na Jus ti ça na em pre sa no Pro con na Jus ti ça0% 0% 0% 0% 0% 0%

Va lor adi cio na do to tal a dis tri bu ir (em mil) R$): Em 2013: 69.756 Em 2012: 51.339

Dis tri bui ção do Va lor a dis tri bu ir (DVA): 23,4% go ver no 31,5% co la bo ra do res(as) 32,3% go ver no 36,2% co la bo ra do res(as)00% acio nis tas 25,9% ter cei ros 19,2 % re ti do 00% acio nis tas 30,3% ter cei ros 1,2% re ti do

7 - Ou tras In for ma ções

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E 31 DE DEZEMBRO DE 2012(Valores expressos em milhares de reais)

ATIVO Notas 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

CIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 4 70.885 40.633Contas a receber 5 3.362 5.171Ativo financeiro - Bens da concessão 5 24.978 51.687Créditos fiscais 6 922 1.583Outros devedores 7 39.144 48Transação com partes relacionadas 8 5.423 6.708Provisão para créditos de liquidação duvidosa 5 (195) (185)Estoques 4.141 3.484Despesas pagas antecipadamente 173 135

Total do ativo circulante 148.833 109.264

NÃO CIRCULANTE

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Outros Devedores 7 25.122 -Depósitos vinculados a litígio 77 309Ativo financeiro - Bens da concessão 5 188.147 218.272Bens e direitos destinados à alienação 9 - 286

213.346 218.867

INVESTIMENTOS 10 59.774 54.069IMOBILIZADO 11 32.619 35.626INTANGÍVEL 12 720 610

Total do ativo não circulante 306.459 309.172

TOTAL DO ATIVO 455.292 418.436

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E DE 2012(Valores expressos em milhares de reais, exceto lucro/prejuízo por ações)

Notas 01/01/2013 a 01/01/2012 a 31/12/2013 31/12/2012

ReapresentadoRECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 21 55.149 59.160

CUSTO DOS PRODUTOS VENDIDOS 22

Pessoal e administradores (11.974) (10.416)Entidade de previdência privada (280) (199)Materiais (437) (171)Serviços de terceiros (4.367) (3.218)Custo de Construção (23.894) (10.094)Depreciação (3.454) (3.489)Amortização do ativo financeiro - Concessões (1) (13.406)Tributos (21) (33)Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (178) (267)Taxa de fiscalização (231) (254)Energia elétrica comprada para revenda (3.280) -Recuperação de Custos 35 7Provisão para créditos de liquidação duvidosa (10) (82)Outros (554) (170)

(48.646) (41.792)

LUCRO BRUTO 6.503 17.368

DESPESAS OPERACIONAIS 22

Pessoal e administradores (9.421) (7.655)Entidade de previdência privada (298) (329)Materiais (90) (101)Serviços de terceiros (1.187) (910)Depreciação (20) (40)Tributos (104) (180)Provisão para contingências 264 (242)Recuperação de despesas 97 65Outras despesas (826) (58)

(11.585) (9.450)

RESULTADO OPERACIONAL ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS (5.082) 7.918

RECEITAS FINANCEIRAS

Rendas 10.130 3.098Variações monetárias 6.754 160Outras 9 15Ganho/Perda de equivalência patrimonial 4.014 5.057

20.907 8.330DESPESAS FINANCEIRAS

Encargos de dívidas (11.260) (9.626)Variações monetárias (4.654) (5.388)Outras (2.149) (531)

(18.063) (15.545)

RESULTADO FINANCEIRO 2.844 (7.215)

OUTROS RESULTADOS 23 25.013 -

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 22.775 703

Contribuição social (2.479) (32)Imposto de Renda (6.874) (79)

(9.353) (111)

LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 13.422 592

Lucro/Prejuízo por ações 0,042 0,002


PASSIVO Notas 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

CIRCULANTE

Fornecedores 13 1.445 456Folha de pagamento 14 1.666 1.280Tributos e contribuições sociais 15 4.797 1.716Empréstimos e financiamentos 16 3.323 833Obrigações estimadas 17 1.642 1.501Taxas regulamentares 18 1.549 2.212Transação com partes relacionadas 8 46.864 38.705Outros 227 232

Total do passivo circulante 61.513 46.935

NÃO CIRCULANTE

Tributos e contribuições sociais 15 2.134 -Empréstimos e financiamentos 16 13.830 15.282Folha de pagamento 14 521 -Provisão para contingências 19 412 389Transação com partes relacionadas 8 61.555 53.925

Total do passivo não circulante 78.452 69.596

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 20

Capital realizado 329.725 329.725Prejuízos acumulados (14.398) (27.820)

Total do patrimônio líquido 315.327 301.905

TOTAL DO PASSIVO 455.292 418.436

Gerenciáveis



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOA Companhia detém junto à ANEEL as seguintes concessões:

Geração Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada Capacidade utilizada(MW) (MW)

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

16,360 16,360

1 Em 14 de março de 2008 foi solicitada a renovação da concessão pela administração da Celg GT, estando esta renovação em dis-cussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial.

Transmissão Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada (MVA)Rede básica1 Goiás 63/2001 07/07/1995 05/12/2042 1.989

1 Ver Nota Explicativa nº. 28 – Prorrogação das Concessões de Geração e Transmissão de Energia Elétrica.

Participações

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

2. APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

2.1. Bases de elaboração e apresentação

As demonstrações financeiras foram elaboradas e estão sendo apresentadas em conformidade com as práticas contábeis adotadasno Brasil, as quais abrangem as disposições contidas na lei das Sociedades por Ações, pronunciamentos, interpretações e orien-tações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e aprovadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”). Emconformidade com a legislação brasileira vigente, essas demonstrações financeiras apresentam a avaliação do investimento emempreendimento controlado em conjunto pelo método da equivalência patrimonial. Desta forma, essas demonstrações finan-ceiras não são consideradas como estando conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro – IFRS, que exigem aavaliação destes investimentos pelo seu valor justo ou pelo seu valor de custo.As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto quando informado de outra forma, conformedescrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em trocade ativos.As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013 foram autorizadas pela Diretoria Executiva.

2.2. Moeda funcional e de apresentação

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

2.3. Uso de estimativas, julgamentos e premissas

A preparação das demonstrações financeiras de acordo com as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, esti-mativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas.Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.Esses julgamentos, estimativas e premissas são revistos ao menos mensalmente e eventuais ajustes são reconhecidos no períodoem que estas são revisadas. As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: análise dorisco de crédito e de outros riscos para a determinação da necessidade de provisões, inclusive para contingências trabalhistas etransações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

2.4. Avaliação de Investimento em Joint Venture

O investimento em controlada em conjunto, objeto do Pronunciamento Técnico CPC 19 – R2 Investimento em EmpreendimentoControlado em Conjunto (Joint Venture), é avaliado pelo método da equivalência patrimonial no balanço individual da adquirente eapresentado pelo método da equivalência patrimonial nas demonstrações, tanto como parte das práticas contábeis brasileiras, quan-to das normas internacionais de contabilidade, que admitem o uso da equivalência patrimonial alternativamente à consolidação pro-porcional, alternativa adotada pelo CPC a partir da versão revisada (R2) do Pronunciamento Técnico CPC 19, conforme determina-do pela Interpretação Técnica ICPC 09 (R1).Em 31 de dezembro de 2013 a participação na controlada em conjunto se apresentava da seguinte forma:

Data base das Participação %Controlada em conjunto demonstrações 31/12/2013 31/12/2012

financeiras Reapresentado

Energética Corumbá III S.A. - ECIII 31/12/2013 37,50 37,50

3. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

a. Caixa e equivalentes de caixa

A Companhia considera como caixa e equivalentes de caixa o dinheiro em caixa, depósitos bancários e investimentos de curto prazo.Para que um investimento seja qualificado como equivalente de caixa, ele precisa ter conversibilidade imediata em montante con-hecido de caixa e estar sujeito a um insignificante risco de mudança de valor.

b. Contas a receber

Representam os valores faturados aos concessionários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme contratosrealizados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs, operações realizadas na Câmarade Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e os valores a receber referentes aos serviços de construção, da receita financeirae dos serviços de operação e manutenção, bem como o valor do ativo indenizável da transmissão.

O ativo indenizável, registrado ao término da construção, refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amorti-zados até o final da concessão e ao qual a Companhia terá direito de receber caixa ou outro ativo financeiro, ao término da vigên-cia do contrato de concessão. Conforme definido nos contratos, a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversãoao poder concedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se os levantamentos e avaliações, bem como a determinação domontante da indenização devida à concessionária, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. ACompanhia estimou o valor de indenização de seus ativos com base nos seus respectivos valores de livros, sendo este o montanteque a Administração entende ser o mínimo garantido pela regulamentação em vigor. Considerando que a Administração monitora demaneira constante a regulamentação do setor, em caso de mudanças nesta regulamentação que, por ventura alterem a estimativasobre o valor de indenização dos ativos, os efeitos contábeis destas mudanças serão tratados de maneira prospectiva nasDemonstrações Financeiras. No entanto, a Administração reitera seu compromisso em continuar a defender os interesses dosacionistas da Companhia na realização destes ativos, visando a maximização do retorno sobre o capital investido na concessão, den-tro dos limites legais.

c. Provisão para créditos de liquidação duvidosa

É constituída em montante considerado suficiente pela Administração para cobertura de eventuais perdas na realização dos crédi-tos a receber da Companhia. Os critérios de constituição da provisão estão descritos na nota explicativa n° 5.

d. Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princí-pio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformação e out-ros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classificados no ativocirculante e os destinados a obras são classificados no Ativo Imobilizado, não sendo depreciados ou amortizados.

e.Investimentos

As informações financeiras da controlada em conjunto é reconhecida através do método de equivalência patrimonial. O investimen-to da Companhia inclui o ágio identificado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor recuperável.

f. Imobilizado

Os bens do Ativo Imobilizado são registrados ao custo de aquisição ou construção e deduzidos da depreciação e amortização acu-mulada.A depreciação é calculada sobre os bens do ativo imobilizado em serviço, pelo método linear, tomando-se por base os saldos con-tábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro - UC, conforme determina a Resolução Normativa nº 367 de 2 de junho de2009, atualizada pela Resolução Normativa nº 422 de 7 de dezembro de 2010, às taxas constantes na tabela anexa à mesmaResolução, as quais refletem a vida útil estimada dos bens.

g. Intangível

Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados a manutenção da entidade ou exercidos com tal finalidade. Osativos intangíveis serão amortizados somente caso sua vida útil possa ser razoavelmente estimada, caso contrário serão consider-ados como de vida útil indefinida, sendo assim sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica.

h.Empréstimos e financiamentos

São atualizados pelas variações monetárias incorridas até a data do final do exercício, incluindo juros e demais encargos previstoscontratualmente. A Companhia não possui operações em moeda estrangeira.

i. Plano de suplementação de aposentadoria e pensão

A CELG GT é patrocinadora da ELETRA - Fundação CELG de Seguros e Previdência. Os custos associados ao plano previdenciáriosão reconhecidos à medida que as contribuições são devidas, observando o regime de competência e a Deliberação CVM nº 695de 13 de dezembro de 2012.

j. Imposto de renda e contribuição social

São calculados e provisionados com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data de elaboração das demonstrações financeiras, deimposto de renda e contribuição social.

k. Resultado

O Resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência.

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

(Valores expressos em milhares de reais)NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS REFERENTES AOS EXERCÍCIOS FINDOS

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E 31 DE DEZEMBRO DE 2012.(Valores expressos em milhares de reais)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

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

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

Objeto Social

A CELG GT está destinada à exploração técnica e comercial de instalações de geração e de transmissão que lhes foram outorga-dos pelo Poder Concedente, para isso poderá realizar estudos, elaborar projeções, pesquisar, planejar, construir e operar instalaçõesde geração, transformação e transporte de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME.

Adicionalmente, a CELG GT está autorizada a participar de consórcios ou companhias, em conjunto com empresas privadas, com oobjetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia, observada a legislação aplicável.

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

Concessões

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

‘DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E DE 2012(Valores expressos em milhares de reais)

Capital Lucros/Prejuízos Totalsocial acumulados Patrimônio Líquido

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

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

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

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

Lucro líquido do exercício - 13.422 13.422

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 329.725 (14.398) 315.327


DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA - MÉTODO DIRETO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOSEM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E DE 2012(Valores expressos em milhares de reais)

Método Direto31/12/2013 31/12/2012

Reapresentado

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS OPERAÇÕES

Recebimentos de clientes e outros 40.208 64.268Pagamentos a fornecedores (9.445) (4.672)Pagamentos a empregados (21.649) (19.087)Pagamentos de impostos e contribuições (12.610) (17.303)Outras despesas operacionais e administrativas (1.410) (1.145)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS (4.906) 22.061

FLUXO DE CAIXA UTILIZADO NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOS

Aquisição de investimentos (1.274) (507)Aquisição de imobilizado (14.159) (16.229)Rendimentos de aplicações financeiras 3.874 2.221Dividendos recebidos 708 401Recebimento de indenização do ativo financeiro 47.515 -Crédito com Controladora 30 (32)Outros - 8

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO 36.694 (14.138)

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Aporte de capital - 8.600Empréstimos e financiamentos obtidos 1.455 2.527Pagamento de serviço da dívida (2.991) (9.795)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO (1.536) 1.332

AUMENTO (REDUÇÃO) NO CAIXA E EQUIVALENTES 30.252 9.255

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 40.633 31.378Caixa e equivalentes de caixa no final do período 70.885 40.633

AUMENTO (REDUÇÃO) NO CAIXA E EQUIVALENTES 30.252 9.255


DEMONSTRAÇÃO DOS VALORES ADICIONADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 E DE 2012(Valores expressos em milhares de reais)

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

GERAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Receita operacional bruta 61.892 74.964Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa (10) (82)Insumos: - -Serviços de terceiros (5.554) (4.162)Materiais (527) (272)Outros custos operacionais (28.490) (10.265)

VALOR ADICIONADO BRUTO 27.311 60.183

Provisões operacionais - (239)Quotas de reintegração (3.474) (3.529)Amortização do ativo financeiro - Concessões (1) (13.406)

VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 23.836 43.009

Receitas financeiras e variações monetárias ativas 16.893 3.273Outros resultados 25.013 -Resultado de equivalência patrimonial 4.014 5.057

VALOR ADICIONADO TOTAL 69.756 51.339

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Pessoal 21.973 18.599Governo 16.298 16.603Financiadores 18.063 15.545Lucro do período 13.422 592

69.756 51.339


DIRETORIA:

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Moraes Asley Stecca Steindorff Cleiton Silva FerreiraDiretor - Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial Contador CRC-GO 018721/O-6

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20 CPF nº 823.112.501-91 CPF nº 964.944.921-34



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOA CELG GT possui créditos tributários registrados no ativo circulante, os quais deverão ser compensados integralmente.

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

IRRF a compensar (a) 922 1.023COFINS a compensar (a) - 336CSLL a compensar (a) - 112PIS/PASEP a compensar (a) - 73ICMS - 9Outros - 30

922 1.583

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

7. OUTROS DEVEDORES

O maior saldo refere-se ao valor que a Companhia receberá pela indenização dos ativos financeiros de transmissão, conforme MP579/2012, convertida na Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Devedor Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Eletrobrás (a) 37.683 25.122 - -Eletrobrás (b) 1.460 - - -Outros 1 - 48 -

39.144 25.122 48 -

(a) Esse saldo é atualizado com base nas variações acumuladas do IPCA e juros de 5,59% a.a. pagos mensalmente pela CentraisElétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS.(b) Esse saldo é referente a valor pago a maior para as Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, na conta de ReservaGlobal de Reversão – RGR, com vencimento para devolução em janeiro/2014.

8. TRANSAÇÃO COM PARTES RELACIONADAS

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

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Ativo Passivo Ativo PassivoCELG Distribuição S.A. - CELG D:Contas a receber (a) 3.999 - 5.558 -Encontro de contas (b) - 43.157 - 35.230SE Carajás (c) - 61.555 - 53.925Outras contas a pagar - 3.707 - 3.475Outras contas a receber (d) 1.424 - 1.150 -

5.423 108.419 6.708 92.630

Circulante 5.423 46.864 6.708 38.705Não circulante - 61.555 - 53.925

5.423 108.419 6.708 92.630

(a) Refere-se às faturas emitidas pela utilização da rede básica e ainda valores faturados no âmbito da CCEE.

(b) Valores a receber e a pagar referentes ao processo de desverticalização da Companhia Energética de Goiás, atualizados atravésdo IGPM mais juros de 1% a.m.

(c) Valor referente à transferência, pela CELG D, de ativos da SE Carajás para a CELG GT.

(d) Refere-se a outras contas a receber da CELG D e da CELGPAR.

9. BENS E DIREITOS DESTINADOS À ALIENAÇÃO

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

DireitosSubestação Mambaí - 286

10. INVESTIMENTO

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Energética Corumbá III S.A. - ECIII (a) 58.391 53.844Energética Fazenda Velha (b) 216 216Cooperativa de Crédito dos Empregados da Celg - CREDCELG (c) 10 9Pantanal Transmissão S.A. (d) 985 -Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. (d) 172 -

59.774 54.069

(a) Valor referente ao aporte de capital, aumento/diminuição pela equivalência patrimonial e ao ágio e gastos diferidos concernentesà parte do custo financeiro da Energética Corumbá III, referente ao atraso de aportes no Consórcio Empreendedor Corumbá III,regulado pela ata da 10ª Assembleia;(b) Valor referente à participação e aportes para futuro aumento de capital na Energética Fazenda Velha.

(c) Refere-se a integralização de capital relativo à participação na Cooperativa de Crédito dos Empregados da Celg (SICOOB JURIS-CREDCELG).

(d) Aporte de capital nas SPE’s: Pantanal Transmissão S.A. e Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A.

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

Sociedade Controlada em Conjunto 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Energética Corumbá III Quantidade de ações 121.586.088 121.586.088 Participação (%) 37,5 37,5 Capital Social 121.586 121.586 Patrimônio Líquido 150.690 138.532 Lucro do período 12.326 13.486

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

100,0%

11. IMOBILIZADO

Custo Depreciação Líquido Líquidocorrigido acumulada 31/12/2013 31/12/2012

ReapresentadoEm serviço:

Geração:Terrenos 273 - 273 273Reservatórios, barragens e autoras 19.097 (11.259) 7.838 8.526Edificações, obras civis e benfeitorias 29.899 (18.964) 10.935 12.742Máquinas e equipamentos 23.146 (13.526) 9.620 10.581Móveis e utensílios 12 (12) - -

72.427 (43.761) 28.666 32.122Administração Central:Máquinas e equipamentos 82 (61) 21 34Móveis e Utensílios 63 (33) 30 34

145 (94) 51 68

72.572 (43.855) 28.717 32.190

Em curso:Geração 2.998 - 2.998 2.846Administração central 908 - 908 594

3.906 - 3.906 3.44076.478 (43.855) 32.623 35.630

Obrigações especiais (4) (4)

Imobilizado Líquido 32.619 35.626

l. Estimativas

A preparação das informações financeiras requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro decertas transações que afetam os ativos e passivos, receitas e despesas da Companhia, bem como a divulgação de informaçõessobre dados das suas demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetivarealização em períodos subsequentes, podem diferir dessas estimativas.As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:

- Provisão para créditos de liquidação duvidosa.- Provisão para contingências.- Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

m. Informações por segmento

Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas eincorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todosos resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequentemente pela Administração para decisões sobre osrecursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informações financeiras individual-izadas estão disponíveis.Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem comoaqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos (pri-mariamente a sede da Companhia), despesas da sede e ativos e passivos de imposto de renda e contribuição social. Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de ativo financeiro da con-cessão, intangível, imobilizado, e ativos intangíveis que não ágio.

n. Demonstração do valor adicionado

Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado períodoe é apresentada pela Companhia, conforme requerido pela legislação societária brasileira, como parte suplementar as informaçõesfinanceiras.A DVA foi preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis que servem de base de preparação das demon-strações financeiras e seguindo as disposições contidas no CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado. Em sua primeira parteapresenta a riqueza criada pela Companhia, representada pelas receitas (receita bruta das vendas, incluindo os tributos incidentessobre a mesma, as outras receitas e os efeitos da provisão para créditos de liquidação duvidosa), pelos insumos adquiridos de ter-ceiros (custo das vendas e aquisições de materiais, energia e serviços de terceiros, incluindo os tributos incluídos no momento daaquisição, os efeitos das perdas e recuperação de valores ativos, e a depreciação e amortização) e o valor adicionado recebido deterceiros (resultado da equivalência patrimonial, receitas financeiras e outras receitas). A segunda parte da DVA apresenta a dis-tribuição da riqueza entre pessoal, impostos, taxas e contribuições, remuneração de capitais de terceiros e remuneração de capitaispróprios.

o. Procedimentos de Consolidação

As Demonstrações Financeiras consolidadas foram elaboradas a partir da demonstração financeira individual da Celg GT, as quaisforam ajustadas conforme a seguir descrito. Na elaboração das Demonstrações Financeiras consolidadas, foram observadas práti-cas contábeis emanadas da legislação societária brasileira e demais legislações pertinentes, inclusive a fiscal.Os investimentos na controlada são demonstrados ao custo e ajustados pelo método de equivalência patrimonial. O saldo do valorpatrimonial do investimento na controlada em conjunto na Energética Corumbá III S.A. – ECIII permaneceu ajustado pela equiv-alência patrimonial nas Demonstrações Financeiras, incluindo a respectiva provisão para desvalorização do investimento nessa par-ticipação societária, ou seja, os saldos patrimoniais e de resultado dessa controlada em conjunto não foram consolidados com a CelgGT nas Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de 2013 comparativamente à posição apresentada em 31 de dezembro de2012.

Dessa forma, as informações individuais da controlada em conjunto ECIII não foram incorporadas ao processo de consolidação daCelg GT na data base de 31 de dezembro de 2013 e geraram a reapresentação na data base de 31 de dezembro de 2012, visto quea CELG GT obedeceu a posição adotada pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis, no que concerne à não adoção da consoli-dação proporcional do Investimento Controlado em Conjunto na Energética Corumbá III S.A. - ECIII, nos moldes da NBC TG 19 –Negócios em Conjunto.

4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Contas bancárias 997 855Fundos de caixa 24 48Aplicações de curto prazo (a) 69.864 39.730

70.885 40.633

(a) Refere-se às aplicações na Caixa Econômica Federal na modalidade CDB FLEX Empresarial, com opções de resgate total ouparcial antecipado, e rendimento flutuante tendo como índice base o CDI; aplicações no Banco Cooperativo do Brasil S.A. - SICOOBna modalidade RDC - Longo Pós CDI, com opções de resgate total ou parcial antecipado, e rendimento flutuante tendo como índicebase o CDI; aplicações no Banco Itaú S.A. em fundos de investimento, com opções de resgate total ou parcial antecipado, e rendi-mento flutuante tendo como índice base o CDI; aplicações no Banco Bradesco S.A. em CDB, com opções de resgate total ou par-cial antecipado.

5. CONTAS A RECEBER

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

CirculanteSuprimento (a) 1.342 1.094Rede Básica (b) 2.005 4.064Outros 15 13

3.362 5.171

(a) Refere-se ao faturamento da energia comercializada através de leilão pela CELG GT.(b) Refere-se ao faturamento pelo uso da rede elétrica.

Composição do Contas a Receber:

Concessionárias Saldos a Vencidos até Vencidos há mais 31/12/2013 31/12/2012vencer 90 dias de 90 dias

ReapresentadoSuprimento 1.342 - - 1.342 1.094Rede Básica 1.779 17 209 2.005 4.064Outras rendas 15 - - 15 13Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (195) (195) (185)

3.136 17 14 3.167 4.986

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

O contrato de concessão de transmissão de energia está dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica 01 – ICPC 01(R1), os saldos dos ativos financeiros são como segue:

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Concessões de TransmissãoAtivo financeiro - Bens da concessão 213.125 269.959

Circulante 24.978 51.687Ativo Financeiro - Bens Reversíveis (c) 24.978 51.687

Não circulante 188.147 218.272Ativo Financeiro - Bens Reversíveis (c) 47.719 -Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis (d) 140.428 218.272Ativo Financeiro - Concessões Indenizadas (a) 73.638 -( - ) Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável (b) (73.638) -

(a) Indenização sendo paga pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, conforme Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 - VerNota Explicativa nº 7.(b) Conforme Item 12.1 - alínea 54 do Anexo ao Despacho Aneel Nº 155, de 23 de janeiro de 2013.(c) Refere-se a Bens Reversíveis dos Ativos de Transmissão que se encontram em curso.(d) Refere-se a Concessões a serem indenizadas, referente a ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de2000 (RBSE e RPC), das concessionárias de transmissão de energia elétrica que optaram pela prorrogação prevista na Lei nº.12.783/2013.

A Resolução Normativa ANEEL nº 589, de 10 de dezembro de 2013, definiu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição(VNR) das instalações de transmissão não indenizadas, para fins de indenização. Os critérios de cálculo, para estes fins, utilizarãoo Item 7 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, tendo sido estabelecido que cada concessionáriadeverá contratar uma empresa credenciada junto à ANEEL para elaborar um laudo de avaliação que contemplará estes ativos, comvistas a se obter o respectivo VNR. O cronograma destes serviços informado a ANEEL prevê a finalização em até 15 (quinze) mesescontados a partir de 31 de dezembro de 2013. A Administração entende que a avaliação, tomando por base os critérios de determi-nação do respectivo banco de preços, não apresentará descolamento dos valores consignados na Contabilidade da Celg GT, sendoque possíveis indicativos de impairment serão avaliados no decorrer dos trabalhos de avaliação, especificamente pela apresentação,antes de qualquer formalização junto ao órgão regulador, dos resultados parciais com vistas à apreciação para possíveis ajustes, noque couber.

A movimentação do Ativo Financeiro no período:

Descrição 31/12/2012 Adições Transferências Amortização 31/12/2013Reapresentado

Ativo Financeiro - Bens da Concessão 270.268 34.348 (17.543) (1) 287.072 ( - ) Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável (a) - (73.638) - - (73.638)Obrigações especiais (309) - - - (309)Total 269.959 (39.290) (17.543) (1) 213.125

(a) Conforme Item 12.1 - alínea 54 do Anexo ao Despacho Aneel Nº 155, de 23 de janeiro de 2013.

6. CRÉDITOS FISCAIS



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOA movimentação do Ativo Imobilizado no período é apresentada abaixo:

Descrição 31/12/2012 Adições Baixas Transferências Depreciação 31/12/2013Reapresentado

Imobilizado em serviço: 32.190 - - - (3.473) 28.717Obrigações especiais (4) - - - - (4)Total em serviço 32.186 - - - (3.473) 28.713Imobilizado em curso 3.440 466 - - - 3.906Total 35.626 466 - - (3.473) 32.619

As principais taxas de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 367 de 6 de junho de 2009,são as seguintes:

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

Bens vinculados à concessão

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

Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica

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

Análise do Valor de Recuperação

De acordo com o CPC 01 (R1) – Redução ao Valor Recuperável dos Ativos, para fins de análise de recuperação, o menor nível deunidade geradora de caixa considerado foi cada uma das concessões detidas, analisadas individualmente.O valor recuperável das unidades de caixa foi estimado com base no seu valor em uso, que representa o valor presente dos fluxosde caixa futuros estimados para estes ativos, e com base nas premissas relacionadas a seguir. Os valores alocados a estas pre-missas representam a avaliação da Administração sobre as tendências futuras do setor elétrico e são baseadas tanto em fontes exter-nas de informações como dados históricos.

Os fluxos de caixa foram projetados com base nos resultados operacionais e projeções da Companhia até o término das concessões,tendo como principais premissas:- Cenários macroeconômicos obtidos através de consultorias conceituadas no mercado;

- Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da economia brasileira, e;

- Taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o customédio ponderado de capital.

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

12. INTANGÍVEL

O saldo é composto basicamente por direitos de servidão de passagem, cuja vida útil é indefinida e softwares, de vida útil definida ecuja amortização é de 20% ao ano, e teve sua recuperação analisada de acordo com o pronunciamento técnico “CPC 01 – Reduçãoao Valor Recuperável de Ativos”.

Custo Amortização Líquido Líquidocorrigido acumulada 31/12/2013 31/12/2012

ReapresentadoAdministração Central - GT 182 (181) 1 3 Administração Central - Em Curso 719 - 719 607

901 (181) 720 610

A movimentação do Intangível no período é apresentada abaixo:

31/12/2012 Adições Amortização 31/12/2013Reapresentado

3 - (2) 1 3 - (2) 1

607 112 - 719 610 112 (2) 720

13. FORNECEDORES

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Materiais e serviços 322 206Imobilizações em curso 1.123 250

1.445 45614. FOLHA DE PAGAMENTO

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Circulante 1.666 1.280Tributos e contribuições sociais retidos na fonte 363 349Consignações 237 201Programa de Demissão Voluntária - PDV 1.066 730

Não Circulante 521 -Programa de Demissão Voluntária - PDV 521 -

2.187 1.280

15. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Circulante 4.797 1.716IRPJ a pagar Corrente 561 169IRPJ a pagar Diferido 2.353 -IRRF a recolher 16 50ICMS diferencial de alíquota 80 314ISS retido a recolher 46 59CSLL a pagar Corrente 210 67CSLL a pagar Diferido 847 -FGTS a pagar 133 132INSS a pagar 280 348PIS a pagar 40 92COFINS a pagar 185 422Outros 46 63

Não Circulante 2.134 -IRPJ a pagar Diferido 1.569 -CSLL a pagar Diferido 565 -

6.931 1.71616. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

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

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Financiador Vencimento Encargos financeiros Moeda Circulante Não circulante Circulante Não circulanteanuais (%)

ELETRA (a) 30/06/2020 INPC + 6% R$ 763 5.184 833 5.482ELETROBRÁS (b) 31/08/2018 8% R$ 2.329 8.540 - 9.800CDSA (c) 25/06/2015 IPCA R$ 231 106 - -

3.323 13.830 833 15.282

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

(b) Refere-se ao contrato ECF-2805/2010 formalizado entre a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e a CELG GT,no valor de até R$ 15.551.084,00 para cobertura dos custos de ampliação da SE PALMEIRAS. Esse saldo é atualizado a jurosde 5% a.a. incide, ainda, taxas de administração de 2% a.a. e comissão de reserva de crédito de 1% a.a.

(c) Refere-se a reembolso pela execução de serviços e fornecimentos de materiais para construção de ativos de interligação daCDSA à rede da CELG GT. O saldo da CDSA não incide juros, apenas atualização pelo IPCA.

17. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

INSS 277 257FGTS 89 83Provisão de Férias 1.112 1.031Bonificação de Férias 164 130

1.642 1.501

18. TAXAS REGULAMENTARES

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

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC (a) - 401Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (b) 160 586Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 51 50Taxa de fiscalização - ANEEL 16 23Pesquisa e Desenvolvimento (c) 1.322 1.152

1.549 2.212

(a) Refere-se à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis que é cobrada dos consumidores livres e repassado à Centrais ElétricasBrasileiras S.A. - Eletrobrás.

(b) Refere-se à Conta de Desenvolvimento Energético que é cobrada dos consumidores livres e repassado à Centrais ElétricasBrasileiras S.A. - Eletrobrás.

(c) Corresponde aos valores que deverão ser aplicados em Pesquisa e Desenvolvimento pela Celg Geração e Transmissão S.A., eaos valores repassados à Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP e ao Ministério de Minas e Energia – MME.

19. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS

A CELG GT responde por processos judiciais de natureza trabalhista e administrativa junto à ANEEL, a Administração da Companhiafundamentada na opinião de seus assessores legais mantém provisão para contingências sobre as causas cuja probabilidade deperda é provável.

Natureza Reclamante Probabilidade de perda 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Trabalhista Ex-funcionários Provável 412 141 Administrativa ANEEL Provável - 248

412 389

Não há mais nenhum processo cuja probabilidade de perda é possível, somente probabilidade de perda remota.

20. CAPITAL SOCIAL

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

21. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Receita Operacional Bruta (21.1) 61.892 74.964Deduções da Receita (21.2) (6.743) (15.804)

55.149 59.160

MWh R$ mil31/12/2013 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2012

Reapresentado ReapresentadoSuprimento CCEE (a) - - 2.513 2.641Suprimento CCEAR (b) 63.393 73.655 10.380 9.572Serviços de Construção (c) - - 23.894 10.094Operação e Manutenção (d) - - 24.943 40.600Financeira de Concessão (e) - - - 11.909Aluguéis (f) - - 162 148

63.393 73.655 61.892 74.964

21.1 A composição da receita é a seguinte:

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

(b ) Refere-se à energia gerada e comercializada através de leilão da CELG.

(c ) Receita de construção conforme ICPC 01 (R1), correspondente a serviços e aquisições de equipamentos incorporados ao ativode concessão no período.

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

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

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

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

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

PIS 627 1.071COFINS 2.888 4.930Reserva Global de Reversão - RGR 137 1.273Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 915 3.187Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC - 3.263Pesquisa e Desenvolvimento 218 394Outros encargos - PROINFA 1.958 1.686

6.743 15.804

22. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

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

CUSTOS DESPESAS TOTAL TOTALOPERACIONAIS OPERACIONAIS 31/12/2013 31/12/2012

ReapresentadoPessoal e administradores 11.974 9.421 21.395 18.071Entidade de previdência privada 280 298 578 528Materiais 437 90 527 272Serviços de terceiros 4.367 1.187 5.554 4.128Custo de Construção 23.894 - 23.894 10.094Depreciação/Amortização 3.454 20 3.474 3.529Amortização do Ativo Financeiro 1 - 1 13.406Tributos 21 104 125 213Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos 178 - 178 267Taxa de fiscalização 231 - 231 254 Energia elétrica comprada para revenda 3.280 - 3.280 -Recuperação de custos/despesas (35) (97) (132) (72)Provisão para créditos de liquidação duvidosa 10 - 10 82Provisão para contingências - (264) (264) 242Outros 554 826 1.380 228

48.646 11.585 60.231 51.242

23. OUTROS RESULTADOS

De acordo com o art. 6º da Lei nº. 12.783/13, as concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 daLei nº 9.074/95 poderiam ser prorrogadas, a critério do poder concedente.A CELG GT, enquadrada no parágrafo anterior, e tendo assinado o termo aditivo ao contrato de concessão de transmissão, avaliouo impacto contábil resultante da diferença entre o valor da indenização dos ativos financeiros de transmissão e o respectivo ganhoem decorrência da diferença positiva entre o total da indenização, conforme Anexo II da Portaria Interministerial nº. 580/MME/MF, de1º de novembro de 2012. Dessa análise resultou um ganho de capital no valor de R$ 25.102 mil.

Desta forma, o respectivo ganho de capital foi registrado conforme orientação emanada do Despacho Aneel nº. 155, de 23 de janeirode 2013, ocorrendo o registro do montante indenizável na rubrica de Outros Devedores (Ver NE 7), contra Provisão para Ajuste aoValor Recuperável de Ativos (Ver NE 5) e, a diferença, respectivamente, contra Outros Resultados pelo ganho apurado peladiferença positiva.

24. SEGUROS

A Companhia, em 31 de dezembro de 2013, não possuía apólice de seguro de seus bens e instalações.



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO25. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Em atendimento à Deliberação CVM 604, de 19 de novembro de 2009, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 14, e àInstrução CVM 475, de 17 de dezembro de 2008, a Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros.

Em 31 de dezembro de 2013, os principais instrumentos financeiros estão descritos a seguir:

- Numerário disponível - está apresentado ao seu valor de mercado, que equivale ao seu valor contábil.- Contas a receber – decorrem diretamente das operações da Companhia, mantidos até o vencimento, e estão registrados pelos

seus valores originais, sujeitos a provisão para perdas e ajuste a valor presente, quando aplicável. - Empréstimos e financiamentos – são classificados como passivos financeiros não mensurados ao valor justo, e estão contabiliza-

dos pelos valores contratuais. Os valores de mercado destes empréstimos são equivalentes aos seus valores contábeis.Fatores de Risco

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

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

c. Risco quanto a escassez de energia: Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, dado que a matriz energéticabrasileira está baseada em fontes hidroelétricas de geração, que dependem do volume de água em seus reservatórios. Um períodoprolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nestes reservatórios, podendo impactar em perdasdevido à redução de receitas quando da eventual adoção de racionamento energético. Por outro lado o risco é calculado men-salmente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrica – ONS, que, segundo as informações do plano mensal de operação divulga-do mensalmente no site www.ons.org.br, não prevê programa de racionamento para os próximos dois anos.

26. PLANO DE APOSENTADORIA

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

A quantificação dos montantes encontra-se de conformidade com o Pronunciamento Técnico CPC 33 (R1) – Benefícios aEmpregados, que foi instituído pela Deliberação CVM nº 695, de 13 de dezembro de 2012, emitida pela Comissão de ValoresMobiliários – CVM.

A seguir apresentam-se as principais informações quanto aos benefícios aos associados e seus reflexos na patrocinadora:

a. Definição dos tipos de benefícios

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

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

b. Descrição do plano misto de benefícios

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

Os benefícios do plano são os seguintes:

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

c. Premissas atuariais

As premissas utilizadas para avaliação atuarial, sob os critérios estabelecidos na Deliberação CVM nº 695/2012, conforme determi-nação do item 49c do Pronunciamento anexo à mesma (foi aplicado o método PUC para obtenção do valor presente da obrigaçãoatuarial), executadas por atuário especializado, foram as seguintes:

c.1. Premissas Financeiras

PREMISSAS FINANCEIRAS 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Taxa de Juros de desconto real atuarial anual 6,50% a.a. 5,50% a.a.Projeção de aumentos salariais médios anual 7,15% a.a. 2,65% a.a.Projeção de aumentos dos benefícios médio anual (INPC) 4,50% a.a. 5,84% a.a.Taxa de inflação média anual 4,50% a.a. 4,50% a.a.Expectativa de retorno dos ativos do plano 11,29% a.a. 10,25% a.a.

c.2. Premissas Demográficas

PREMISSAS DEMOGRÁFICAS 31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Taxa de Rotatividade 3,74% 3,53%Tábua de mortalidade/sobrevivência de ativos AT 2000 AT-200 MALETábua de mortalidade/sobrevivência de aposentados AT 2000 AT-200 MALETábua de mortalidade/sobrevivência de inválidos MI -85 MI -85Tábua de entrada em invalidez TASA 1927 TASA 1927Tábua de morbidez N/A N/AIdade de Aposentadoria Conforme regulamento do plano Conforme regulamento do planoParticipantes/Aposentados Fámilia Média - Informações da Entidade Fámilia Média - Informações da Entidade

c.3. Outras Premissas:

Hipótese sobre Gerações Futuras de Novas Entradas: Não AplicadaHipótese sobre a Composição da Família de Pensionistas: Família Média Calculada com base em Informações da entidade.Os salários, benefícios e demais variáveis financeiras (tetos, pisos e UME) foram reajustados pelo INPC entre a data do cadastro e31 de dezembro de 2013.

d. Custo do Patrocinador

Até o 4º trimestre de 2013, o montante de contribuições da CELG GT para a ELETRA foi de R$ 578 mil.

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

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

e.2. De acordo com o parecer atuarial emitido pela GAMA CONSULTORES ASSOCIADOS, os resultados apresentados no relatórioatuarial estão em consonância com as regras estabelecidas pela Deliberação CVM nº 695/2012, e correspondem à opção daCelg GT pelo critério de amortização de ganhos e perdas diferidos. A divulgação dos resultados atuariais, com base no CPC 33(R1), apontou um Déficit Atuarial no Plano BD no montante de R$ 34 mil. O referido Déficit encontra-se suportado pelo Contratode Confissão de Dívidas mencionado na Nota Explicativa 16-a.

27. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADE

31/12/2013 31/12/2012Reapresentado

Geração Transmissão Total Geração Transmissão TotalRECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 11.563 43.586 55.149 10.816 48.344 59.160

CUSTO OPERACIONALPessoal e Administradores (2.184) (9.790) (11.974) (1.973) (8.443) (10.416)Entidade de Previdência Privada (62) (218) (280) (45) (154) (199)Materiais (37) (400) (437) (47) (124) (171)Serviços de terceiros (1.517) (2.850) (4.367) (1.368) (1.850) (3.218)Custo de construção - (23.894) (23.894) - (10.094) (10.094)Depreciação (3.454) - (3.454) (3.489) - (3.489)Amortização do Ativo Financeiro - Concessões - (1) (1) - (13.406) (13.406)Tributos (1) (20) (21) (22) (11) (33)Compensação financeira pela utilizaçãodos recursos hídricos (178) - (178) (267) - (267)

Taxa de fiscalização (53) (178) (231) (50) (204) (254)Energia elétrica comprada para revenda (3.280) - (3.280) - - -Recuperação de Custos 16 19 35 7 - 7Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - (10) (10) - (82) (82)Outros (202) (352) (554) (58) (112) (170)

(10.952) (37.694) (48.646) (7.312) (34.480) (41.792)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 611 5.892 6.503 3.504 13.864 17.368

DESPESAS OPERACIONAISPessoal e Administradores (2.168) (7.253) (9.421) (1.544) (6.111) (7.655)

Entidade de Previdência Privada (69) (229) (298) (66) (263) (329)Materiais (18) (72) (90) (20) (81) (101)Serviços de terceiros (269) (918) (1.187) (184) (726) (910)Depreciação (5) (15) (20) (40) - (40)Tributos (22) (82) (104) (36) (144) (180)Provisão para contingências 56 208 264 (49) (193) (242)Recuperação de despesas - 97 97 13 52 65Outras despesas (214) (612) (826) (12) (46) (58)

(2.709) (8.876) (11.585) (1.938) (7.512) (9.450)

RESULTADO DO SERVIÇO (2.098) (2.984) (5.082) 1.566 6.352 7.918

RECEITAS FINANCEIRASRendas 1.895 8.235 10.130 625 2.473 3.098Variações Monetárias 623 6.131 6.754 32 128 160Outras 2 7 9 3 12 15Ganho com Equivalência Patrimonial 4.014 - 4.014 5.057 - 5.057

6.534 14.373 20.907 5.717 2.613 8.330DESPESAS FINANCEIRASEncargos de dívidas (2.596) (8.664) (11.260) (1.942) (7.684) (9.626)Variações Monetárias (1.139) (3.515) (4.654) (1.087) (4.301) (5.388)Outras (556) (1.593) (2.149) (107) (424) (531)

(4.291) (13.772) (18.063) (3.136) (12.409) (15.545)

RESULTADO FINANCEIRO 2.243 601 2.844 2.581 (9.796) (7.215)

RESULTADO OPERACIONAL 145 (2.383) (2.238) 4.147 (3.444) 703

OUTROS RESULTADOS - 25.013 25.013 - - -

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 145 22.630 22.775 4.147 (3.444) 703

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALContribuição Social - (2.479) (2.479) - (32) (32)Imposto de Renda (6.874) (6.874) - (79) (79)

- (9.353) (9.353) - (111) (111)

LUCRO (PREJUÍZO) DO PERÍODO 145 13.277 13.422 4.147 (3.555) 592

28. PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória n.º 579, regulamentada pelo Decreto nº. 7.805, de 14de setembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissão e dis-tribuição de energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017.

Sob este enfoque a CELG GT, até 15 de outubro de 2012, enviou correspondência à Agência Nacional de Energia Elétrica –ANEEL, manifestando o interesse na prorrogação de seus contratos de concessão descritos na Nota Explicativa nº 01.

A decisão quanto a estas prorrogações foi objeto de deliberação, por parte da acionista única Companhia Celg de Participações –CELGPAR, por meio da 74ª Reunião do Conselho de Administração, com início em 12 de novembro de 2012 e término em 21 denovembro de 2012, e 29ª Assembleia Geral Extraordinária, de 23 de novembro de 2012.

As premissas das prorrogações apontam que as tarifas de geração foram definidas em R$ 129,12653 (cento e vinte e nove reais, edoze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milésimos) por kW ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos, e R$204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos de milésimos) por kW ano para a UsinaHidrelétrica de Rochedo, pela Portaria nº. 578, de 31 de outubro de 2012, do Ministério de Estado de Minas e Energia (“MME”) e doMinistério de Estado da Fazenda.

A Receita Anual Permitida – RAP para a concessão de transmissão foi ratificada em R$ 16.468.803,68 (dezesseis milhões, quatro-centos e sessenta e oito mil, oitocentos e três reais e sessenta e oito centavos), pela Portaria nº. 579, de 31 de outubro de 2012, doMME.

Por intermédio da Portaria Interministerial nº. 580, de 1º de novembro de 2012, ficou estabelecido o valor da indenização das con-cessões de geração e transmissão, sendo este fixado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil,quinhentos e quatorze reais e setenta e três centavos), não tendo sido definida a indenização para a concessão da UsinaHidrelétrica de São Domingos, e inexistindo a indenização para Usina Hidrelétrica de Rochedo.

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

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

A Administração da CELG GT, de forma conjunta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogaçãoda concessão de Geração, permanecendo a vigência dos contratos atuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica deSão Domingos, cuja renovação encontra-se, atualmente, em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia –MME, bem como na esfera judicial.A CELG GT, mesmo com o contrato de concessão da Usina Hidrelétrica de São Domingos vencido, continua com a operação,manutenção e administração da mesma. No entanto, o MME através da Portaria nº 190, de 6 de junho de 2013, designou comoresponsável pela Prestação do Serviço de Geração de Energia Elétrica, por meio da Usina Hidrelétrica de UHE São Domingos, comvistas a garantir a continuidade do serviço, a empresa Furnas Centrais Elétricas S.A., a partir de 06/06/2013. Revogando a portariaanterior, a Portaria do MME nº 352, de 10 de outubro de 2013, designou novamente a CELG GT como responsável pela UsinaHidrelétrica de São Domingos, a partir de 01/11/2013. A prestação do serviço de geração de energia elétrica será realizada até aassunção do concessionário vencedor da licitação.

Com relação à concessão de Transmissão, optou-se pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo aoContrato de Concessão nº. 063/2001-ANEEL, com vigência até 5 de dezembro de 2042. O valor da indenização desta concessão,estipulado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil, quinhentos e quatorze reais e setenta e trêscentavos), vem sido recebido parceladamente pela CELG GT, com vencimento em 15 de agosto de 2015, atualizadas pelo IPCA eacrescidas pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano.Não obstante as decisões acerca do tratamento destas renovações terem estipulado os desdobramentos acima, observa-se que aanálise da Administração da CELG GT, conjuntamente ao Conselho de Administração e Assembleia Geral de Acionistas daControladora CELGPAR, apontam que tanto a Receita Anual Permitida, quanto os valores de indenizações relativas às concessõesde geração e transmissão não atenderam às expectativas da CELG GT.

Desta forma, o Conselho de Administração da Controladora CELGPAR e, respectivamente, a Assembleia Geral de Acionistas,deliberaram pela aprovação da execução de todas as providências administrativas e judiciais, objetivando evitar prejuízo à CELGGT e, sucessivamente, buscar a preservação das concessões de geração e transmissão e, concomitantemente em relação àsindenizações.Neste sentido, foram implementadas todas as medidas administrativas e judiciais, visando auferir indenizações, pertinentes àgeração e transmissão, de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na Medida Provisória nº. 579, de11 de setembro de 2012, sendo que estas medidas encontram-se na esfera judicial com os seguintes andamentos:

- O Processo Judicial referente às Concessões de Geração requer o reconhecimento do direito adquirido de prorrogar a concessãoda Usina de São Domingos por mais 20 (vinte) anos, em decorrência da aplicação dos termos do Contrato de Concessão 062/2000e da Celg GT ter cumprido todas as condições impostas para a obtenção da prorrogação. Requer em pedido alternativo a quantifi-cação da indenização desta Usina para fins de não prorrogação do Contrato de Concessão. Para Usina de Rochedo, foi requeridoo reconhecimento da possibilidade de sua ampliação nos termos do contrato 062/2000 e não conforme o regime de cotas definidona MP 579/2012;

- O Processo Judicial referente à Concessão de Transmissão requer a elaboração de novo cálculo da RAP (Receita Anual Permitida),considerando-se os reais custos de operação do sistema, e a majoração da indenização dos ativos de transmissão, garantindo odireito ao contraditório na elaboração destes cálculos.

Ambos processos judiciais tramitam na 2ª Vara Federal de Goiânia-GO e ambos estão conclusos ao juiz, para se proferir decisãoquanto ao pedido de especificação das provas que as Partes desejam produzir.

29. NOVAS CONCESSÕES DE TRANSMISSÃO

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 02/2013, tendo vencido os Lotes B e F, juntamente a outras empresas para construçãode subestações e linhas de transmissão da Rede Básica, conforme descrição abaixo:

- LOTE B: LT 500 kV Brasília Leste - Luziânia - C1 e C2SE Brasília Leste 500/138 kV - (6+1)X180MVALT 230 kV Brasília Geral - Brasília Sul - C3 (subterrânea)LT 345 kV Brasília Sul - Samambaia - C3

LOTE F: SE Campo Grande II 230/138 kV, 2x150 MVA

Para execução desses investimentos foram constituídas, em agosto de 2013, as seguintes Sociedades de Propósito Específico(SPE’s): Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. (Lote B - 10% de participação) e Pantanal Transmissão S.A. (LoteF - 49% de participação).

A CELG GT participou também do Leilão ANEEL nº 07/2013, tendo vencido o Lote D, juntamente com a empresa Furnas CentraisElétricas S.A. para construção de linha de transmissão da Rede Básica, conforme descrição abaixo:

LOTE D: LT 230 kV Barro Alto – Itapaci, C2

Para execução desse investimento foi constituída, em janeiro de 2014, a Sociedade de Propósito Específico (SPE): Lago AzulTransmissão S.A. com 50,1% de participação da CELG GT.

30. MEDIDA PROVISÓRIA Nº. 627, DE 11 DE NOVEMBRO DE 2013

Foi publicada no Diário Oficial da União de 11 de novembro de 2013 a Medida Provisória – MP nº 627, que revoga o Regime




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

Examinamos as demonstrações financeiras individuais da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT, que compreendemo balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2013 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líqui-do e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notasexplicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras

A administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT é responsável pela elaboração e adequada apresentaçãodessas demonstrações financeiras individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internosque ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção relevante,independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, con-duzida do acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigên-cias éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que asdemonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidências a respeito dos valores e divulgaçõesapresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo aavaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro.Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação dasdemonstrações financeiras da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT para planejar os procedimentos de auditoriaque são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos daCELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas con-tábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação dasdemonstrações financeiras tomadas em conjunto.

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

Opinião

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras individuais acima referidas, quando lidas em conjunto com as notas explicativasque as acompanham, apresentam adequadamente, em seus aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da CELGGERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT em 31 de dezembro de 2013, o desempenho de suas operações e os seus fluxosde caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa nº 2.1, as demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil. No caso da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT, essas práticas diferem da IFRS, aplicável àsdemonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em empreendimento controlado emconjunto pelo método da equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não con-tém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2.4, o investimento em controlada em conjunto, objeto do Pronunciamento TécnicoCPC 19 (R2) - Investimento em Empreendimento Controlado em Conjunto (Joint Venture), é avaliado pelo método da equivalênciapatrimonial no balanço individual da adquirente e apresentado pelo método da equivalência patrimonial nas demonstrações,tanto como parte das práticas contábeis brasileiras, quanto das normas internacionais de contabilidade, que admitem o usoda equivalência patrimonial alternativamente à consolidação proporcional, alternativa adotada pelo CPC a partir da versãorevisada (R2) do Pronunciamento Técnico CPC 19, conforme determinado pela Interpretação Técnica ICPC 09 (R1). Nossaopinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme citado na nota explicativa nº 3, letra “o”, o saldo do valor patrimonial do investimento na controlada em conjunto naEnergética Corumbá III S.A. - ECIII permaneceu ajustado pela equivalência patrimonial nas Demonstrações Financeiras, incluindoa respectiva provisão para desvalorização do investimento nessa participação societária, ou seja, os saldos patrimoniais e de resul-tado dessa controlada em conjunto não foram consolidados com a CELG GT nas Demonstrações Financeiras de 31 de dezembrode 2013 comparativamente à posição apresentada em 31 de dezembro de 2012. Dessa forma, as informações individuais da con-trolada em conjunto ECIII não foram incorporadas ao processo de consolidação da CELG GT na data base de 31 de dezembro de2013 e geraram a reapresentação na data base de 31 de dezembro de 2012, visto que a CELG GT obedeceu a posição adotadapelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis, no que concerne à não adoção da consolidação proporcional do InvestimentoControlado em Conjunto na Energética Corumbá III S.A. - ECIII, nos moldes da NBC TG 19 - Negócios em Conjunto. Nossa opiniãonão contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 8, a Companhia possui transações com partes relacionadas, decorrentes, substancial-mente, de operações de compra e venda de energia e transações de financiamentos com empresas do mesmo conglomeradoeconômico-financeiro. Consequentemente, os resultados de suas operações poderiam ser diferentes daqueles que seriam obtidos

em transações efetuadas em condições normais de mercado. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 23, de acordo com o art. 6º da Lei nº 12.783/13, as concessões de transmissão de ener-gia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei nº 9.074/95 poderiam ser prorrogadas, a critério do poder concedente. A CELGGT, enquadrada no referido tema, e tendo assinado o termo aditivo ao contrato de concessão de transmissão, avaliou o impacto con-tábil resultante da diferença entre o valor da indenização dos ativos financeiros de transmissão e o respectivo ganho em decorrên-cia da diferença positiva entre o total da indenização, conforme Anexo II da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novem-bro de 2012. Dessa análise resultou um ganho de capital no valor de R$ 25.102 mil. Desta forma, o respectivo ganho de capital foiregistrado conforme orientação emanada do Despacho ANEEL nº 155, de 23 de janeiro de 2013, ocorrendo o registro do montanteindenizável na rubrica de Devedores Diversos, contra Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável de Ativos e, a diferença, respecti-vamente, contra Outros Resultados pelo ganho apurado pela diferença positiva. Nossa opinião não contém modificação em funçãodesse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 24, a Companhia, em 31 de dezembro de 2013, não possuía apólice de seguro de seusbens e instalações. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 28, em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória nº 579,regulamentada pelo Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das con-cessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Administração da CELGGT, de forma conjunta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da concessão de Geração, per-manecendo a vigência dos contratos atuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica de São Domingos, cuja renovaçãoencontra-se, atualmente, em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia - MME, bem como na esfera judicial.Com relação à concessão de Transmissão, optou pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo aoContrato de Concessão nº 063/2001-ANEEL, com vigência até 05 de dezembro de 2042. O valor da indenização desta concessão,estipulado em R$ 98.740 mil, está sendo recebido parceladamente pela CELG GT. Não obstante as decisões acerca do tratamentodestas renovações terem estipulado os desdobramentos acima, observa-se que a análise da Administração da CELG GT, conjunta-mente ao Conselho de Administração e Assembleia Geral de Acionistas da Controladora CELGPAR, apontam que tanto a ReceitaAnual Permitida, quanto os valores de indenizações relativas às concessões de geração e transmissão não atenderam ás expecta-tivas da CELG GT. Desta forma, o Conselho de Administração da Controladora CELGPAR e, respectivamente, a Assembleia Geralde Acionistas, deliberaram pela aprovação da execução de todas as providências administrativas e judiciais, objetivando evitar pre-juízo à CELG GT e, sucessivamente, buscar a preservação das concessões de geração e transmissão e, concomitantemente emrelação às indenizações, pela implementação de medidas administrativas e judiciais, visando auferir indenizações, pertinentes àgeração e transmissão, de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na Medida Provisória nº 579, de 11 desetembro de 2012, medidas estas que se encontram em pleno andamento no decorrer do ano de 2013. Nossa opinião não contémmodificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 30, foi publicada no Diário Oficial da União de 11 de novembro do 2013 a MedidaProvisória - MP nº 627, que revoga o Regime Tributário de Transição (RTT) instituído peta Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009. AMP tem como objetivo a adequação da legislação tributária à legislação societária e, assim estabelecer os ajustes que devem serefetuados em livro fiscal para a apuração da base de cálculo do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) e da ContribuiçãoSocial sobre o Lucro Líquido (CSLL) e, consequentemente, extinguindo o RTT. Além disso, traz as convergências necessárias paraa apuração da base de cálculo da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS. A referida MP deverá ser adotada obrigatoriamentepara o ano-calendário 2015, sendo facultada a sua adoção no ano-calendário 2014, conforme seu artigo 71. Em uma avaliação pre-liminar a Administração da CELG GT entende que não haverá impactos relevantes na organização, porém, aguardará a sua con-versão em Lei para efetuar uma análise mais profunda e conclusiva das alterações introduzidas, não a adotando no ano-calendário2014. Observa-se que a MP teve sua vigência prorrogada por mais 60 (sessenta) dias, conforme Ato CN nº 1, de 11 de fevereiro de2014, do Congresso Nacional. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

A Companhia, no exercício de 2013, apresentou lucro de R$ 13.422 mil, e mantém um prejuízo acumulado de R$ 14.398 mil. Aadministração da Companhia, visando o reequilíbrio econômico e financeiro, vem tomando diversas medidas e a reversão da situ-ação atual estará sujeita ao sucesso dessas implementações adotadas, além de outras, que deverão ser efetuadas ao longo dospróximos exercícios. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, a demonstração individual do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013,elaborada sob a responsabilidade da administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT, cuja apresentação érequerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas e pela Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão regulador daCompanhia, e como informação suplementar pelas IFRSs que não requerem a apresentação da DVA. Essa demonstração foi submeti-da aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, emtodos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Goiânia, 25 de março de 2014.

UHY MOREIRA - AUDITORESCRC RS 3717 S GO

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

CNAI Nº 43Responsável Técnico

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso V da Instrução CVMnº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com o Parecer,sem ressalvas, da UHY Moreira – Auditores, emitido em 25/03/2014, referentes às Demonstrações Financeiras encerradas em31/12/2013.


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

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

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM O PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso VI da Instrução CVMnº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com asDemonstrações Financeiras encerradas em 31/12/2013.


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

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

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Tributário de Transição (RTT) instituído pela Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009 e que “Altera a legislação tributária federal rela-tiva ao Imposto sobre a Renda de Pessoas Jurídicas – IRPJ, à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, à Contribuiçãopara o PIS/PASEP e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS; dispõe sobre a tributação da pessoajurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial decorrente de participação em lucros auferidos no exterior porcontroladas e coligadas e de lucros auferidos por pessoa física residente no Brasil por intermédio de pessoa jurídica controlada noexterior”.A MP tem como objetivo a adequação da legislação tributária à legislação societária e, assim estabelecer os ajustes que devem serefetuados em livro fiscal para a apuração da base de cálculo do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) e da ContribuiçãoSocial sobre o Lucro Líquido (CSLL) e, consequentemente, extinguindo o RTT. Além disso, traz as convergências necessárias paraa apuração da base de cálculo da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS.A referida MP deverá ser adotada obrigatoriamente para o ano-calendário 2015, sendo facultada a sua adoção no ano-calendário2014, conforme seu artigo 71. Em uma avaliação preliminar a Administração da Celg GT entende que não haverá impactos rele-vantes na organização, porém, aguardará a sua conversão em Lei para efetuar uma análise mais profunda e conclusiva das alter-ações introduzidas, não a adotando no ano-calendário 2014. Observa-se que a MP teve sua vigência prorrogada por mais 60(sessenta) dias, conforme Ato CN nº. 1, de 11 de fevereiro de 2014, do Congresso Nacional.

31. AUTORIZAÇÃO DE EMISSÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Eventos subsequentes ao período a que se referem essas Demonstrações Financeiras são eventos, favoráveis ou desfavoráveis,que ocorrem entre a data final do exercício a que se referem, ou seja, 31 de dezembro de 2013, e a data na qual é autorizada aemissão dessas Demonstrações.Esta autorização é de competência da diretoria, tendo sido as Demonstrações Financeiras apreciadas em Reuniões da Diretoria daCelg GT, realizada em 26 de março de 2014.

18 16 abril 2014 - celg gt · 16 abril 2014 18 177 21815 celg geração e transmissão s.a. celg gt...

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