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EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019

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SUMÁRIO

SUMÁRIO

Relatório da Administração ............................................................................ 04

1. Mensagem da Administração ......................................................................... 04

2. Perfil e Negócios da CELG GT ........................................................................ 05

3. Investimentos ........................................................................................... 07

4. Desempenho Operacional ............................................................................. 08

5. Cenário Macroeconômico e Setorial ................................................................. 10

6. Ambiente Regulatório ................................................................................. 13

7. Desempenho Econômico-Financeiro ................................................................. 15

Relatório dos Auditores Independentes ............................................................. 16

Declaração de Concordância com o Relatório dos Auditores Independentes ................ 27

Demonstrações Financeiras ............................................................................ 28

Balanços Patrimoniais .................................................................................... 28

Demonstração dos Resultados ........................................................................... 30

Demonstração dos Resultados Abrangentes ........................................................... 31

Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido ................................................. 32

Demonstração dos Fluxos de Caixa ..................................................................... 33

Demonstração dos Valores Adicionados ................................................................ 34

Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras ................................................. 35

1. Contexto Operacional ................................................................................. 35

2. Apresentação das Demonstrações Financeiras ..................................................... 36

3. Principais Políticas Contábeis ........................................................................ 39

4. Caixa e Equivalentes de Caixa ....................................................................... 44

5. Contas a Receber ...................................................................................... 44

6. Outros Ativos Circulantes e Não Circulantes ....................................................... 45

7. Ativo de Contrato ...................................................................................... 48

8. Investimentos ........................................................................................... 49

9. Imobilizado .............................................................................................. 52

10. Intangível .............................................................................................. 53

11. Fornecedores .......................................................................................... 53

12. Empréstimos e Financiamentos ..................................................................... 54

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SUMÁRIO

13. Outros Passivos Circulantes e Não Circulantes ................................................... 56

14. Benefício Pós-Emprego .............................................................................. 57

15. Provisão para Litígios ................................................................................ 59

16. Tributos Diferidos..................................................................................... 60

17. Patrimônio Líquido ................................................................................... 61

18. Receita Operacional Líquida ........................................................................ 63

19. Custos e Despesas Operacionais .................................................................... 63

20. Outros Resultados Operacionais .................................................................... 64

21. Resultado Financeiro ................................................................................. 65

22. Imposto de Renda e Contribuição Social .......................................................... 65

23. Demonstração do Resultado por Atividade ....................................................... 67

24. Fluxos de Caixa das Atividades Operacionais (Método Indireto) .............................. 67

25. Distribuição do Valor Adicionado ................................................................... 68

26. Transações com Partes Relacionadas .............................................................. 69

27. Instrumentos Financeiros ............................................................................ 70

28. Eventos Subsequentes................................................................................ 71

29. Autorização de Emissão das Demonstrações Financeiras ....................................... 71

Declaração de Concordância com as Demonstrações Financeiras .............................. 73

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SUMÁRIO

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

1. MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

Esta diretoria recebeu a missão, no ano de 2019, de conduzir a CELG GT de forma a continuar

privilegiando a eficiência em suas atividades de geração e transmissão, agregando o maior

valor possível à Companhia.

A gestão da organização foi conduzida com esse foco, com resultados altamente expressivos.

Na seara dos investimentos, foram entregues diversas obras à sociedade, merecendo destaque

as decorrentes de Reforços nas subestações de Firminópolis, Planalto, Paranaíba e Palmeiras,

que viabilizarão aumento de suprimento de energia, maior flexibilidade operativa e maior

confiabilidade para o sistema.

No ano de 2019 a CELG GT gerou EBITDA de R$ 78,5 milhões, 14,2% superior ao ano de 2018,

representando 37,47% sobre a Receita Operacional Líquida. Oportuno destacar, nesse

contexto, que a Companhia manteve o endividamento em níveis adequados, de forma que a

proporção entre Dívida Líquida e EBITDA totalizou o múltiplo de 1,43. O conjunto de ações

promovidas culminou na obtenção de uma margem de lucro líquido da ordem de 33,94%,

alcançando o valor de R$ 71,1 milhões, rentabilidade 21,4% superior à obtida no ano de 2018.

Reconhecemos os desafios do Setor Elétrico, especialmente no momento atual em que estão

sendo discutidas/implementadas alterações nos marcos regulatórios e nos modelos de

negócios. São exemplos dessa realidade a Modernização do Setor Elétrico, cujo ponto de

partida se deu com a formalização Portaria MME nº 187/2019, e a criação de Comissão

Especial na Câmara dos Deputados para a elaboração de Projeto de Lei que deverá culminar

no “Código Brasileiro de Energia Elétrica”.

Os Leilões de Geração e Transmissão continuaram bastante competitivos, com algumas

novidades, como o realizado para Sistemas Isolados. Destaques para os deságios, que por

exemplo, no único Leilão de Transmissão do ano (Nº 02/2019), superou 60%.

Recepcionamos o Planejamento Estratégico 2019-2028, elaborado ao final de 2018, dedicando

o máximo de empenho para alcançar os objetivos e metas então delineados, marcadamente

os que tangenciam a efetividade e modernização na gestão e controles internos, desempenho

nas atividades de operação e manutenção, compatibilização dos custos de PMSO aos

regulatórios, bem como na expansão dos negócios.

Por último, cabe destacar que foi aprovada na Assembleia Legislativa de Goiás a Lei Nº

20.762/2020, que autoriza o Poder Executivo do Estado de Goiás a promover medidas de

desestatização da CELG Geração e Transmissão.

Lener Silva Jayme

Diretor Presidente

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2. PERFIL E NEGÓCIOS DA CELG GT

Os principais negócios da CELG GT envolvem concessões nos segmentos de Geração e

Transmissão de Energia, tanto de forma direta como por meio de participação em Sociedades

de Propósitos Específicos.

2.1. Estrutura e Governança

A CELG GT, sociedade de economia mista, é uma subsidiária integral da CELGPAR, a qual

possui como principal acionista o Estado de Goiás, com participação de 99,76%, seguido pela

Eletrobrás (0,07%) e outros (0,17%), conforme estrutura societária da companhia a seguir:

2.2. Negócios

A seguir serão apresentadas as concessões da CELG GT nos segmentos de geração e

transmissão, bem como os principais investimentos via participação em SPEs.

Transmissão

A CELG GT possui 3 contratos de concessões próprios (63/2001, 003/2015 e 004/2016) e

participações acionárias em 4 outros contratos (014/2013, 018/2013, 003/2014 e 008/2016).

Vide Tabela Sintética abaixo:

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Contrato de

Concessão Concessionária Objeto

Vencimento Concessão

Participação CELG GT

RAP 2019/2020 (milhões)

63/2001 CELG GT 16 Linhas de Transmissão (230KV)

744 km GO 31/12/2042 100,0% R$ 141,7

03/2015 CELG GT LT 230KV - Itumbiara-Paranaíba

(11km) 05/03/2045 100,0% R$ 2,2

04/2016 CELG GT Compensador Estático SE Luziânia 19/01/2046 100,0% R$ 22,4

14/2013 Vale do São Bartolomeu

LT 345 KV Samambaia - Brasília Sul, C3 (14 km)

LT 500 KV Luziânia - Brasília Leste, C1 e C2 (67 km x 2)

SE Brasília Leste, 500/√3 - 138/√3 - 13,8 KV - 1260 MVA.

09/10/2043 10,0% R$ 38,4

18/2013 SPE Pantanal

LT 230 kV Campo Grande II, C2 (13km)

SE Campo Grande II 230/138 KV, 2x150 MVA

09/10/2043 49,0% R$ 8,9

03/2014 SPE Lago Azul LT 230 kV Barro Alto - Itapaci, C2

(69km) 14/05/2044 50,1% R$ 4,3

08/2016 Firminópolis LT 230 kV Trindade - Firminópolis, C2

(83km) 07/04/2046 49,0% R$ 7,8

Geração

Atualmente, a Companhia detém o Contrato de Concessão de Rochedo, opera provisoriamente

a Usina de São Domingos por força de Portaria, e participa como acionista das Usinas Corumbá

III e PCH Fazenda Velha. Vide informações gerais sobre os empreendimentos:

Usina/PCH Instrumento/

Concessão Potência Instalada

Garantia Física

Início Operação Comercial

Vencimento Participação

CELG GT

Energia Vendida

/Cota

RAG 2019/2020

(R$ milhões)

Rochedo* Contrato 02/2016

4 MW 3 MW abr/56 jan/46 100% Cota R$ 4,32

São Domingos

Portaria 352/2013 -

MME 12 MW 7,2 MW jun/90 - 100% Cota

R$ 5,25

UHE Corumbá

Contrato 126/2001

94,6 MW 50,9 MW

out/09 nov/36 15% Energia Vendida

preço por MWH

Fazenda Velha

Portaria 265/2014 -

MME 16,5 MW 8,9 MW mar/16 jun/49 20%

Energia Vendida

preço por MWH

*Conforme Contrato de Concessão 70% na garantia física submete-se ao regime de cotas de garantia física e 30%

comercializada conforme interesses da Companhia.

Está em estudo, no âmbito da ANEEL, a expansão de Rochedo em mais 8MW. Ademais, a CELG

GT possui outros projetos em estudo, como Consórcio Médio Rio Claro, Consórcio Rio Claro,

Consórcio Meia Ponte e Consórcio Rio Mosquito, com previsão de capacidade instalada na

ordem de 605 MW e a participação média da CELG GT é de 24,42%.

2.3. Referenciais estratégicos

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A missão da CELG GT, ser uma empresa de excelência, inovadora e sustentável em soluções

de energia, nos permite, de forma alternativa, evoluir no mercado de energia, em

consonância com a dinâmica do setor elétrico, que tem passado não somente por alterações

nos formatos dos leilões e priorizações de fontes alternativas, quanto em termos de

comercialização. Fazemos de nossa visão, atuar de forma empreendedora e rentável, o nosso

foco e destino de nossos esforços diários, sempre ancorados em nossos valores: transparência,

segurança, ética, eficiência e respeito às pessoas.

A CELG GT adota o Balanced Scorecard como instrumento que viabiliza a integração entre

nossos objetivos estratégicos e o monitoramento de evolução de nossas performances.

Dentre nossos objetivos estratégicos buscamos garantir a saúde e segurança no ambiente de

trabalho, melhorar competência dos empregados, garantir efetividade e modernização na

gestão e controles internos, garantir alto desempenho nas atividades de operação e

manutenção, promover ações de responsabilidade socioambiental, ampliar a capacidade de

geração e expandir a atividade de transmissão, além de prezarmos por aumentar receitas,

compatibilizar custos de PMSO aos regulatórios, prover a alavancagem de projetos, de forma

a elevar a lucratividade da Companhia.

3. INVESTIMENTOS

Em 2019 os investimentos diretos da CELG GT somaram mais de R$ 64,8 milhões, mantendo

um investimento maior em 16% que a média dos últimos 5 anos (R$ 55,9 milhões).

Destacamos a energização dos seguintes empreendimentos:

a) Instalação banco autotransformador 230/138/13,8 kV – 3x50 MVA e conexões na SE

Firminópolis, o que permitirá o aumento da oferta de energia elétrica na região, além

de garantir a confiabilidade e segurança do suprimento. O arranjo do setor de 230 kV da

subestação também foi adequado permitindo assim maior flexibilidade operativa;

b) Instalação de Trafo 230/69/13,8 kV - 50 MVA, ativação do trafo reserva e conexões

na SE Planalto, a substituição dos transformadores em final de vida útil (T1 e T2 de

230/69 kV) foram substituídos por novos equipamentos, contemplando aumento de

potência nominal (de 41,7 MVA para 50 MVA cada). O transformador reserva 230/69 kV –

50 MVA foi ativado, assumindo permanentemente a cargas da subestação com os outros

transformadores. Com esta obra será possível o aumento do suprimento de energia da

região, além de ter melhorado a confiabilidade das instalações locais;

c) Instalação do 3º Transformador 230/69/13,8 kV - 50 MVA e conexões. Adequação de

arranjo em 230 kV na SE Paranaíba, cujas obras refletem em maior confiabilidade e

capacidade de atendimento a demanda da região. Ademais, o arranjo do setor 230 kV

proporciona maior flexibilidade operativa para as instalações; e

d) Instalação do 3º Transformador 230/69/13,8 kV - 50 MVA e conexões associadas na SE

Palmeiras, o que resultará em maior confiabilidade e capacidade de atendimento à

demanda da região.

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Além dos empreendimentos citados, em 2019 foram modernizadas diversas instalações da

empresa, através da substituição/instalação de serviços auxiliares, substituição de painéis de

proteção, substituição de seccionadores, adequação da iluminação de pátio e

reforma/ampliação de casas de comando.

Também investimos mais de R$ 3,8 milhões em participações, dentre eles, para as SPE´s Vale

do São Bartolomeu (R$ 1,3 milhões) e Firminópolis Transmissora (R$ 1,2 milhões). Destaque

para a energização do Contrato de Concessão nº 08/2016, referente a Linha de Transmissão

(em 230 kV), interligando as Subestações de Trindade e Firminópolis.

Em 2020 prevemos investir mais de R$ 130 milhões, cujas principais obras são:

a) SE Cachoeira Dourada - Substituição do ATR1 230/138kV, (3+1)x33,33 MVA, por

(3+1)x40 MVA. Com a substituição do banco de autotransformadores 230/138 kV da

subestação Cachoeira Dourada, será possível a reativação desta transformação da CELG

GT que, em conjunto com o banco ATR2 de outra transmissora, proporcionará maior

confiabilidade no suprimento aos consumidores da região, além de permitir o

escoamento das gerações de energia conectadas no barramento de 138 kV da

instalação;

b) SE Anhanguera - 2º Banco de transformadores 230/69/13,8 kV - 3x16,67 MVA e

conexões associadas. A subestação Anhanguera possui apenas um banco de

autotransformadores 230/69 kV que em condição de contingência resulta em

interrupção de energia para o sistema prisional da região, entre outras cargas. A

instalação do segundo banco de autotransformadores 230/69 kV – 3x16,67 MVA permitirá

a melhoria da confiabilidade e segurança do suprimento. O arranjo do setor de 69 kV da

subestação também foi adequado para que atenda os padrões da empresa e permita

maior flexibilidade operativa;

c) SE Carajás - Instalação do 3° Autotransformador 230/138 kV, o que permitirá o

aumento da oferta de energia para as cargas conectadas nestas subestações, bem como

a melhoria da confiabilidade das instalações;

d) SE Anhanguera - Substituição do 3° Autotransformador 230/138 kV. Esta obra também

implicará em aumento da oferta de energia para as cargas conectadas nestas

subestações, bem como a melhoria da confiabilidade das instalações;

e) Modernização das Usinas de Rochedo e São Domingos, em que serão substituídos

todos os sistemas de proteção, controle e supervisão, o que permitirá a operação

remota das instalações com maior segurança e confiabilidade.

4. DESEMPENHO OPERACIONAL

A CELG GT tem feito gestão para melhorar todos os seus índices de qualidade. Mais uma vez a

disponibilidade dos ativos de transmissão geridos pela CELG GT ficou acima das melhores

práticas de disponibilidade do SIN em 2019, como exposto no gráfico a seguir:

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Quanto à disponibilidade das unidades geradoras dos empreendimentos de geração, diversos

fatores influenciam esse índice, como a duração da manutenção eletromecânica anual e a

ocorrência de falhas nos equipamentos das usinas.

Observa-se que a disponibilidade de cada usina é determinada tomando-se a média da

disponibilidade de cada unidade geradora do empreendimento ao longo do ano. Apresentamos

abaixo o gráfico com o desempenho das Usina de Rochedo e de São Domingos a partir de

2013:

A Usina Rochedo passará por modernização em 2020. Assim, no ano deverá ter uma

disponibilidade menor em razão das interrupções para execução dos serviços, mas após a

conclusão destes, o objetivo é que a mesma apresente uma disponibilidade maior que a atual.

A Usina São Domingos apresenta normalmente uma disponibilidade mais alta devido à

existência de 2 (duas) Unidades Geradoras (UG) e a presença de uma equipe local de

manutenção para solução de problemas pontuais, diminuindo o período de paralisação. Muito

embora a UG2 opere atualmente em condições de baixa confiabilidade, ela permanece

disponível para operação em períodos de vazão excessiva enquanto a UG1 opera o tempo

todo, até que se conclua a implantação da modernização já em andamento com previsão de

conclusão para outubro de 2020 que deverá trazer maior confiabilidade e segurança

operacional à Usina além de reduzir significativamente os custos de operação e manutenção

do empreendimento.

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5. CENÁRIO MACROECONÔMICO E SETORIAL

A seguir apresentamos, sob a ótica da CELG GT, os cenários macroeconômicos e setoriais que

permearam 2019, os quais acabam por refletir em nossas expectativas para o ano de 2020.

5.1. Cenário macroeconômico

Em 2019, o Produto Interno Bruto – PIB – do Brasil cresceu 1,1% em termos reais, conforme o

IBGE, valor 0,2% menor que os dois anos antecedentes.

O resultado, abaixo das expectativas do início de 2019, decorre, conforme nota informativa

divulgada pelo Ministério da Economia, da redução do componente governamental na

composição do PIB, considerando os dados até o terceiro trimestre de 2019.

A opção pela redução da participação estatal na economia está alinhada à estratégia

macroeconômica de redução estrutural dos juros de médio e de longo prazo, e,

consequentemente, à de maior protagonismo do setor privado no arranjo econômico

proposto. A busca de equilíbrio fiscal e de destravamento burocrático é personificada na

reforma previdenciária e na Medida Provisória da liberdade econômica já aprovadas, bem

como nas reformas tributária e administrativa com expectativa de tramitação em 2020,

juntamente com a venda de estatais e suas subsidiárias pela Secretaria Especial de

Desestatização, Desinvestimento e Mercados. Tais propostas visam maior dinamismo da

iniciativa privada, e um esforço para redução do agravamento do quadro fiscal. Caso haja a

redução do desequilíbrio fiscal, espera-se que os juros de longo prazo caiam uma vez que o

risco de calote do governo ou de majoração de tributos diminui.

Cabe ressaltar que tais medidas não ocorrem sem efeitos colaterais. A redução na taxa SELIC

promove, no curto prazo, a redução de posição especulativa estrangeira em títulos da dívida

pública, aumentando a demanda externa por moedas estrangeiras a serem repatriadas e

desvalorizando o Real. A desvalorização do Real, por sua vez, é elemento de redução da

rentabilidade dos investidores externos, uma vez que os lucros em reais a serem repatriados

agora estão sujeitos a uma cotação desvalorizada. Este efeito, se não moderado de alguma

forma, poderá provocar uma redução no ritmo de investimentos externos no Brasil,

componente importante na retomada do crescimento cuja intenção do governo é de ser

protagonizada pela iniciativa privada.

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A taxa média de desemprego reduziu de 12,3% em 2018 para 11,9% em 2019. De acordo com a

PNAD, houve aumento na população ocupada em R$ 1,8 milhão de pessoas, atingindo 93,4

milhões, 2% acimado valor de 2018. O trabalho com carteira assinada teve alta de 1,1% na

média anual, alcançando 33,2 milhões de trabalhadores. Os trabalhadores por conta própria

cresceram 4,1%, ou 446 mil pessoas a mais que em 2018. A combinação dos resultados mostra

uma mudança no perfil do trabalho no Brasil, cujo crescimento é liderado pelos empregos por

conta própria, e por uma redução relativa da participação dos empregos com carteira

assinada. A mudança no formato de empregabilidade decorre de um desenho institucional que

beneficia a contratação de Pessoa Jurídica, e essa assimetria de tributação é alvo da reforma

tributária, a qual pretende, entre outros objetivos, desonerar a folha de pagamentos.

Segundo o IBGE, na tabela de Contas Nacionais Trimestrais, a Formação Bruta de Capital Fixo

medida como proporção do PIB permanece em níveis reduzidos. Em 2019, a proporção ficou

em 15,36% do PIB, leve aumento de 0,12% em relação a 2018. Esse número vem recuperando

lentamente desde 2017, onde atingiu a mínima de 14,56%. O resultado, no entanto, está

aquém dos observados entre 2010 e 2013, quando superava 20%.

A inflação, medida no índice IPCA, ficou em 4,31% no fechamento de 2019, superando o

centro da meta de inflação (3,75%) em 0,56%. O resultado foi agravado, sobretudo, em

dezembro, quando ocorreu uma alteração de preços relativos nas carnes, em função da crise

de produção da China. Como consequência, aumentou-se a exportação brasileira das carnes à

China, o que provocou escassez no mercado doméstico, refletindo pesadamente no IPCA de

dezembro de 2019.

Já a perspectiva macroeconômica em que o Brasil está inserido em 2020 é complexa e

significativamente impactada pelas influências internacionais. A condução econômica do país,

de eixo liberal, aumenta a aposta em uma agenda reformista como base para o crescimento

economicamente sustentável de longo prazo. Ao mesmo tempo, o cenário internacional se

impõe como desafio com o surgimento do novo Corona Vírus e toda complexidade de questões

mundiais pendentes: eleições americanas, conflitos armados, degradação ambiental,

soberania e fronteiras, e tantas mais.

Quanto às implicações macroeconômicas no setor elétrico brasileiro, a estratégia de

austeridade fiscal continuará a implicar a redução da iniciativa pública no setor, com maior

probabilidade de privatizações e aumento do ritmo de desinvestimentos públicos. Espera-se

também redução do financiamento pelas agências de fomento e bancos públicos, com

consequente redução do montante de financiamento por empresas públicas.

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Fato é que nos últimos anos, a crise financeira e a demora na recuperação econômica tem

impossibilitado a capacidade de realização de investimentos em obras e serviços públicos por

parte do Governo Federal, que nesta perspectiva, tem como aliado o setor elétrico, visto sua

importância para retomar o crescimento econômico brasileiro. Os leilões no segmento de

transmissão e geração têm a forte capacidade de atrair investimentos e geração de empregos

sendo assim fundamental para o desenvolvimento e crescimento dos demais elos da cadeia

produtiva do país, bem como viabilizar melhor infraestrutura para as áreas remotas do Brasil.

5.2. Cenário setorial

Uma das pautas setoriais relevantes em 2019 foi o processo de modernização do marco

regulatório do Sistema Elétrico Brasileiro, que além das questões recorrentes do setor elétrico

como o aumento de competitividade, estrutura de negócios e sistema tarifário, incluiu novos

desafios que envolvem a participação mais significativa de fontes não gerenciáveis, como

geração eólica e solar fotovoltaica, para expansão da produção de energia.

Neste contexto, as inovações tecnológicas destas fontes está a reconfiguração de todo o setor

e inclusive de fontes convencionais, a percepção do risco, a forma de garantir a segurança da

operação do sistema elétrico que requerem custos decrescentes e maior participação do

parque gerador. No enfoque das inovações constam ainda a mudança de fluxo a qual deixa

mais imperativa a participação do consumidor de tal forma a alterar o sentido único do fluxo

de energia (grandes usinas centralizadas para os centros de consumo) para sentidos múltiplos

entre aqueles que acessam a rede.

Face a estas transformações do arcabouço técnico-operativa do sistema elétrico que está em

transição neste último ano (2019), estimula a necessidade de se planejar para receber e

adaptar-se a todas essas mudanças e garantir o suprimento futuro com robustez e

sustentabilidade, em um horizonte a médio e longo prazo. Neste sentido, o Plano Decenal de

Expansão de Energia – PDE é constantemente revisitado.

Na versão do PDE 2029, divulgado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) de 2019, 2º

volume, a perspectiva para crescimento médio anual da carga do Sistema Interligado Nacional

no horizonte decenal sem abatimento da Geração Distribuída, é aproximadamente 2.903 MW

médios o que representa uma taxa média de 3,6% a.a.

Neste contexto, se verifica que as PCHs e CGHs apresentam um vasto elenco de

empreendimentos ainda não aproveitados e que traz diversos benefícios para a matriz

elétrica brasileira, como as sinergias com outras fontes renováveis (eólica, biomassa e

fotovoltaica) e flexibilidade operativa de armazenamento no horizonte operativo de curto

prazo. A oferta eólica tem se mostrado competitiva em termos de preço de energia face às

demais tecnologias. No que tange a oferta solar fotovoltaica, as inovações tecnológicas vêm

concretizando a expectativa de queda dos preços como foram vistos nos últimos leilões de

energia nova.

Perspectivas para geração

Em referência a Expansão Indicativa das fontes a qual está em atendimento aos critérios de

planejamento estabelecidos na Resolução nº 9 de 2008 o Conselho Nacional de Política

Energética (CNPE), verifica-se no horizonte decenal a possibilidade de ter um crescimento de

fontes energéticas não tradicionais, como demonstra o gráfico a seguir:

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Fonte: PDE 2019

Observa-se expansão de todas as fontes, mas de forma mais representativa a eólica e a

térmica.

Perspectivas para transmissão

Os investimentos previstos para o sistema de transmissão relativo à Rede Básica e à Rede

Básica de Fronteira previsto para o período de 2020-2029, perfazem o montante de R$ 103,7

bilhões sendo R$ 73,6 bilhões em linhas de transmissão e R$ 30,1 bilhões em subestações,

incluindo as instalações de fronteira. A perspectiva é de incremento de 55.785 km de rede e

172.147 MVA de capacidade de transformação do sistema.

6. AMBIENTE REGULATÓRIO

Os modelos de leilões adotados pelo Poder Concedente estão demonstrando relativa

assertividade. Por exemplo, no ano de 2019, foram realizados 5 (cinco) leilões de geração de

energia elétrica, 1 (um) leilão de transmissão de energia elétrica. No segmento de Geração

destacaram-se os leilões nº 003/2019 e nº 004/2019 destinados a contratação de energia

nova. Por exemplo, no leilão nº 003/2019 (A-4) registrou deságio médio de 45,03% relativo ao

preço inicial ofertado no certame, enquanto no Leilão nº 002/2019 de Transmissão, com mais

de R$ 18 bilhões de investimentos, registrou deságio médio recorde de 60,30%.

No âmbito das discussões envolvendo a Participação Popular, promovidas pela ANEEL, os

principais aspectos que afetam a CELG GT, ainda que não estejam em fase conclusiva, foram:

a) Audiência Pública nº 003/2019 – Critérios para aprimoramento da regulamentação de

critérios e procedimentos de cálculo dos investimentos em bens reversíveis não

amortizados ou não depreciados de concessões de geração prorrogadas nos termos da

Lei nº 12.783/2013;

b) Audiência Pública nº 005/2019 – Aprimoramento da proposta de alteração das Regras

de Comercialização de Energia Elétrica em atendimento à Resolução Normativa nº

817/2018 e ao Despacho nº 1.400/2018;

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c) Audiência Pública nº 009/2019 – Definição de metodologia de cálculo e atualização da

taxa regulatória de remuneração do capital dos segmentos de geração e transmissão de

energia elétrica;

d) Consulta Pública nº 005/2019 – Regulamentação associada a reforços e melhorias em

instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de transmissão de

energia elétrica;

e) Consulta Pública nº 006/2019 – Avaliação da necessidade de aprimoramento dos

comandos regulatórios afetos à vida útil regulatória de equipamentos da transmissão;

f) Consulta Pública nº 026/2019 – Definição de metodologia de cálculo e atualização da

taxa regulatória de remuneração de capital; e

g) Consulta Pública nº 039/2019 – Aprimoramento do processo de Recontabilização do

Mercado de Curto Prazo.

No entanto, algumas questões envolvendo segurança jurídico regulatória ficarão para 2020,

entre as quais, cita-se a judicialização no mercado de curto prazo de geração de energia

elétrica e a modernização do setor elétrico.

Assevera-se que foi aprovado na Câmara o Projeto de Lei nº 3.975/2019 na forma do PL nº

10.985/2018, para solucionar o entrave em torno do risco hidrológico, porém não obteve o

mesmo êxito no Senado Federal. O referido Projeto de Lei prevê alternativas mediante

expurgo dos fatores considerados “não hídricos”, como despacho de termelétricas mais caras

e importação de energia pelas usinas desde 2013, e a possibilidade de alongar o horizonte das

concessões limitada a 7 (sete) anos. O fato é que há um estoque de inadimplência referente a

R$ 7,93 bilhões que será necessário avançar para resolver as incertezas de ordem jurídico

regulatória.

Acerca das modernizações previstas pela Consulta Pública nº 33/2017, houve evolução, como

por exemplo a criação do Grupo de Trabalho através da Portaria nº 187/2019, que apresentou

Plano de Ação que sistematiza o processo de Modernização, apontando para a necessidade de

implementação de medidas de curto, médio e longo prazos (88 ações divididas em 15 Frentes

de Atuação), para a implementação das ações o Ministério de Minas e Energia formalizou a

Portaria MME nº 403 de outubro de 2019, que instituiu o Comitê de Implementação da

Modernização – CIM. Dentre os objetivos da Modernização destaca-se: corrigir os sinais de

preços, racionalizar encargos e subsídios, ajustar a expansão da geração aos novos requisitos

do sistema, separação contratual de lastro e energia, bem como a abertura ordenada do

mercado livre, acomodando novos modelos de negócios e tecnologias.

Assim, há expectativa de grandes transformações no setor elétrico, mediante o aumento da

geração distribuída, de veículos elétricos, baterias e equipamentos dotados de interconexão

digital reconfigurará o perfil da produção e do consumo de energia elétrica constituindo um

novo elemento na cadeia produtiva, “prossumidor” (produtor e consumidor de energia). Além

disso, estas inovações tecnológicas permitirão maior escolha do consumidor.

A CELG GT espera por uma política setorial e normas regulatórias mais robustas e previsíveis

permitindo maior estabilidade, beneficiando todos os stakeholders, de forma que o setor

elétrico possa contribuir ainda mais com a recuperação da economia brasileira.

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7. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Em 2019, a CELG GT registrou lucro líquido de R$ 71,10 milhões. Este valor representa um

aumento de 21,44 % frente ao resultado de R$ 58,54 milhões de 2018. Já o EBITDA (Lucro

Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização) totalizou R$ 78,47 milhões em 2019.

Em 2018, o EBITDA foi de R$ 68,74 milhões. Assim, os índices de rentabilidade, como Margem

EBITDA (EBITDA/Receita Operacional Líquida), foram de 37,47% e, a Margem Líquida (Lucro

Líquido/ROL) de 33,94% no ano de 2019.

Em termos de Receita Operacional Líquida, houve aumento de 3,40% O valor de 2019 foi de R$

209,47 milhões, e o de 2018 foi de R$ R$ 202,58 milhões. Já os custos operacionais, que

incluem os custos de construção, aumentaram 1,02%, abaixo da receita, sendo o valor de

2018 de R$ 97,74 milhões, e R$ 98,73 milhões o valor de 2019.

Assim, o resultado operacional (Lucro Bruto Operacional), que em 2018 era de R$ 104,84

milhões, apresentou majoração de 5,63%, chegando a R$ 110,74 milhões em 2019. A rubrica

de Pessoal totalizou em 2019 R$ 43,82 milhões, enquanto em 2018 somou R$ 41,87 milhões,

representando um aumento de 4,64%, ou R$ 1,94 milhões.

Já o Passivo Circulante em 2019, que registrou R$ 67,80 milhões, representa a 3,36% maior

que a referida rubrica em 2018, quando se registrou R$ 65,59 milhões em 2018.

O Patrimônio Líquido cresceu R$ 78,93 milhões, ou 8,72% sobre o valor de R$ 905,22 milhões

em 2018. Dos R$ 78,93 milhões acrescidos, R$ 29,50 milhões decorreram de aportes, R$ 54,21

milhões de retenção de lucros e a dedução de R$ 4,79 milhões em perdas atuariais de

benefício pós-emprego.

A rubrica de investimentos reduziu de R$ 70,802 milhões em 2018 para R$ 64,823 milhões em

2019, redução da ordem de 8,44%. A rubrica de ativos de contrato das concessões aumentou

3,2%, de R$ 872,40 milhões em 2018 para R$ 900,40 milhões em 2019.

Até 2019, houve captação de R$ 111,70 milhões. Deste valor, R$ 40,51 milhões foram

liberados ao longo de 2019.Este valor corresponde ao ingresso de recursos proporcionado pelo

Fundo Constitucional do Centro-Oeste, cujo agente intermediador é o Banco do Brasil. Em

2018, a rubrica Empréstimos e financiamentos de longo prazo perfazia R$ 71,46 milhões, e

agora em 2019 o valor registrado na rubrica foi de R$ 100,10 milhões. Quanto aos de curto

prazo, houve um aumento R$ 7,21 milhões, ou 140,8%, saindo de R$ 5,13 milhões para R$

12,34 milhões. Já o total de empréstimos e financiamentos somando curto e longo prazo saiu

de R$ 76,59 milhões em 2018 para R$ 112,44 milhões em 2019.

Resume-se, na tabela abaixo, o desempenho econômico-financeiro da empresa nos últimos 5

anos:

2015 2016 2017 2018 2019

ROL (R$ mil) 50.529 441.605 249.321 202.577 209.474

Margem Líquida (R$ mil) 32,12% 54,91% 35,38% 28,90% 33,94%

EBITDA (R$ mil) -5.622 350.500 97.553 68.736 78.496

Lucro Líquido (R$ mil) 16.234 242.484 88.209 58.544 71.097

Patrimônio Líquido (R$ mil) 380.737 678.018 801.195 905.221 984.151

Endividamento (R$ mil) 11.373 15.227 10.027 76.590 112.442

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RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

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DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM O RELATÓRIO DOS AUDITORES

INDEPENDENTES

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no

Art. 25, inciso V da Instrução CVM nº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições

estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com o Parecer, sem ressalvas,

da Berkan Auditores Independentes S.S., emitido em 24 de março de 2020, referente às

Demonstrações Financeiras encerradas em 31 de dezembro de 2019.

Goiânia, 24 de março de 2020.

Lener Silva Jayme José Fernando Navarrete Pena Djair Dias Brito

Diretor Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial

CPF nº 479.523.006-44 CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 102.598.131-68

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DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Nota 31/12/2019 31/12/2018

Reapresentado

ATIVO 1.317.256 1.199.296

CIRCULANTE 412.657 330.821

Caixa e equivalentes de caixa 4 157.598 100.907

Contas a receber 5 25.088 25.400

Serviços em curso 6.1 14 162

Créditos fiscais 6.2 1.678 555

Estoques 6.3 4.095 4.110

Despesas antecipadas 6.4 1.236 1.105

Bens destinados à alienação 6.6 3.158 3.189

Ativo de contrato 7 211.852 191.164

Outros devedores 6.7 7.938 4.229

NÃO CIRCULANTE 904.599 868.475

Realizável a longo prazo 704.783 696.010

Depósitos judiciais e cauções 6.8 1.189 1.252

Investimentos temporários 6.9 8.354 -

Ativo de contrato 7 688.548 681.237

Outros devedores 6.7 6.692 13.521

Investimentos 8 184.411 156.479

Imobilizado 9 7.684 8.782

Intangível 10 7.721 7.204

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.

CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. - CELG GT

BALANÇOS PATRIMONIAIS

Em 31 de dezembro de 2019 e 31 de dezembro de 2018

(Valores expressos em milhares de reais)

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Nota 31/12/2019 31/12/2018

Reapresentado

PASSIVO 1.317.256 1.199.296

CIRCULANTE 67.798 65.592

Fornecedores 11 5.939 3.571

Empréstimos e financiamentos 12 12.342 5.126

Obrigações sociais e trabalhistas 13.1 5.404 4.980

Benefício pós-emprego 14 223 202

Tributos 13.2 20.776 30.993

Dividendos a pagar 17.1 e 17.3 16.886 13.904

Encargos setoriais 13.3 4.158 3.152

Outros credores 13.4 2.070 3.664

NÃO CIRCULANTE 265.307 228.483

Empréstimos e financiamentos 12 100.100 71.464

Benefício pós-emprego 14 5.376 604

Provisão para litígios 15 4.188 10.152

Encargos setoriais 13.3 4.497 3.638

Tributos diferidos 16 137.198 126.926

Outros credores 13.4 13.948 15.699

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 984.151 905.221

Capital social 17.1 649.549 620.045

Outros resultados abrangentes 17.2 (5.389) (604)

Reservas de lucros 17.3 339.991 285.780


BALANÇOS PATRIMONIAIS

Em 31 de dezembro de 2019 e 31 de dezembro de 2018

(Valores expressos em milhares de reais)


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Nota 31/12/2019 31/12/2018

OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 18 209.474 202.577

Custos operacionais 19 (98.734) (97.735)

LUCRO BRUTO OPERACIONAL 110.740 104.842

Despesas operacionais 19 (35.132) (38.322)

LUCRO OPERACIONAL ANTES DOS OUTROS RESULTADOS 75.608 66.520

Outros resultados operacionais 20 19.106 906

Resultado da equivalência patrimonial 8 7.942 13.833

Resultado financeiro 21 836 438

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 103.492 81.697

Imposto de renda e contribuição social 22 (32.395) (23.153)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 71.097 58.544

LUCRO POR AÇÕES 0,22 0,18


DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e de 2018(Valores expressos em milhares de reais, exceto lucro por ações)


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Nota 31/12/2019 31/12/2018

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 71.097 58.544

Ganhos (Perdas) atuariais de benefício pós-emprego 14 (4.785) 178

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 66.312 58.722


DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS ABRANGENTES

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e de 2018(Valores expressos em milhares de reais)


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Nota Capital Outros Lucros ou Patrimônio

social resultados Reserva Reserva de prejuízos Líquido

abrangentes legal retenção acumulados

de lucros

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 549.095 (782) 17.500 235.382 - 801.195

Aporte de capital via AFAC 17.1 50.000 - - - - 50.000

Aporte de capital via dividendos 17.1 20.950 - - - - 20.950

Ganhos atuariais de benefício pós-emprego 14 e 17.2 - 178 - - - 178

Lucro líquido do exercício - - - - 58.544 58.544

Dividendos mínimos obrigatórios 17.3 - - - - (13.904) (13.904)

Constituição de reservas de lucros 17.3 - - 2.927 41.713 (44.640) -

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 620.045 (604) 20.427 277.095 - 916.963

Ajustes de exercícios anteriores 8.2 e 8.5 - - - - (11.742) (11.742)

Destinação dos ajustes de exercícios anteriores 17.3 - - - (11.742) 11.742 -

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 (REAPRESENTADO) 620.045 (604) 20.427 265.353 - 905.221

Aporte de capital via AFAC 17.1 15.600 - - - - 15.600

Aporte de capital via dividendos 17.1 13.904 - - - - 13.904

Perdas atuariais de benefício pós-emprego 14 e 17.2 - (4.785) - - - (4.785)

Lucro líquido do exercício - - - - 71.097 71.097

Dividendos mínimos obrigatórios 17.3 - - - - (16.886) (16.886)

Constituição de reservas de lucros 17.3 - - 3.555 50.656 (54.211) -

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 649.549 (5.389) 23.982 316.009 - 984.151



DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO


Reservas de lucros

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Nota 31/12/2019 31/12/2018

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS

Recebimentos de clientes e outros 209.425 191.233

Pagamentos a fornecedores (16.403) (14.872)

Pagamentos de empregados e encargos sociais (48.020) (41.383)

Pagamentos de tributos e encargos setoriais (39.853) (34.496)

Outras despesas operacionais e administrativas (3.281) (1.750)

CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕES 101.868 98.732

Rendimentos de aplicações financeiras 5.700 1.713

Receitas financeiras recebidas 212 422

Despesas financeiras pagas (7.227) (1.608)

Tributos sobre o lucro (38.396) (12.269)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 24 62.157 86.990

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Dividendos recebidos 5.430 9.601

Venda de imóveis 2.924 -

Aquisição de investimentos societários (3.800) (11.639)

Aquisição de ativo de contrato (50.126) (69.788)

Aquisição de imobilizado (922) (3.538)

Aquisição de intangível (931) (461)

Outros (8.258) (98)

CAIXA LÍQUIDO CONSUMIDO NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (55.683) (75.923)

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Aporte de capital e AFAC 13.900 11.600

Empréstimos obtidos 40.512 71.186

Pagamento de mútuos obtidos (1.568) (1.890)

Pagamento de empréstimos obtidos (2.627) (2.923)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO 50.217 77.973

AUMENTO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 56.691 89.040

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 100.907 11.867

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 157.598 100.907

AUMENTO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 56.691 89.040


DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA (MÉTODO DIRETO)



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Nota 31/12/2019 31/12/2018

1. RECEITAS 273.065 236.530

1.1. Vendas de mercadorias, produtos e serviços 102.414 85.423

1.2. Outras receitas 99.993 80.845

1.3. Receita de construção de ativos próprios 71.430 70.802

1.4. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - Reversão / (Constituição) (772) (540)

2. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (79.804) (84.900)

2.1. Custos dos produtos, das mercadorias e dos serviços vendidos (3.277) (1.647)

2.2. Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (73.698) (78.630)

2.4. Outros (2.829) (4.623)

3. VALOR ADICIONADO BRUTO (1 - 2) 193.261 151.630

4. DEPRECIAÇÃO, AMORTIZAÇÃO E EXAUSTÃO (1.349) (1.199)

5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE (3 - 4) 191.912 150.431

6. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA 16.528 16.830

6.1. Resultado da equivalência patrimonial 7.942 13.833

6.2. Receitas financeiras 8.140 2.761

6.3. Outros 446 236

7. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR (5 + 6) 208.440 167.261

8. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 25 208.440 167.261

8.1. Pessoal 25 43.800 40.956

8.2. Impostos, taxas e contribuições 25 86.206 65.502

8.3. Remuneração de capitais de terceiros 25 7.337 2.259

8.4. Remuneração de capitais próprios 25 71.097 58.544


DEMONSTRAÇÃO DOS VALORES ADICIONADOS



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NOTAS EXPLICATIVAS

CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS REFERENTES AOS

EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 31 DE DEZEMBRO DE 2018

(Valores expressos em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

A CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT (“Companhia”) é uma sociedade anônima de

capital fechado, subsidiária integral da COMPANHIA CELG DE PARTICIPAÇÕES (“CELGPAR”),

com sede na cidade de Goiânia, Estado de Goiás, Brasil, constituída em 15 de dezembro de

2005 com início das suas operações a partir de 1º de setembro de 2006, como resultado do

processo de desmembramento das atividades da COMPANHIA ENERGÉTICA DE GOIÁS – CELG,

determinado pelo Governo Federal conforme Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004.

1.1. Objeto Social

A CELG GT está destinada à exploração técnica e comercial de instalações de geração e de

transmissão que lhes foram outorgados pelo Poder Concedente, para isso poderá realizar

estudos, elaborar projeções, pesquisar, planejar, construir e operar instalações de geração,

transformação e transporte de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela

Agência Nacional de Energia Elétrica – 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 o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de

energia, observada a legislação aplicável.

A Companhia possui usinas hidrelétricas, linhas e subestações de transmissão pertencentes à

rede básica do sistema brasileiro de geração e transmissão.

1.2. Concessões

A transferência das concessões de geração e transmissão de energia elétrica da COMPANHIA

ENERGÉTICA DE GOIÁS para a CELG GT foi aprovada pela ANEEL através da Resolução

Autorizativa nº 643, de 25 de julho de 2006.

A Companhia detém junto à ANEEL as seguintes concessões de geração:

Geração Localidade Estado Contrato de Data da Vencimento Capacidade Capacidade

concessão concessão instalada utilizada

(MW) (MW)

PCH 16,000 16,000

São Domingos (a) Rio São Domingos GO 62/2000 22/05/1981 30/06/2020 12,000 12,000

Rochedo (b) Rio Meia Ponte GO 02/2016 05/01/2016 05/01/2046 4,000 4,000

CGH 0,350 0,350

Mambaí (c) Rio Corrente GO 62/2000 17/01/1973 31/12/2028 0,350 0,350

16,350 16,350

(a) Apesar da concessão estar vencida, a CELG GT continua operando a usina por autorização,

conforme Portaria nº 352, de 10 de outubro de 2013, do Ministério de Minas e Energia - MME,

sem previsão de término. Em 14 de março de 2008 foi solicitada a renovação da concessão

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NOTAS EXPLICATIVAS

pela administração da CELG GT, estando esta renovação em discussão administrativa junto ao

MME, bem como na esfera judicial. A Receita Anual de Geração – RAG foi determinada até

30/06/2020, conforme Resolução Homologatória ANEEL nº 2.587/2019.

(b) Contrato de concessão para prestação de serviço de geração de energia elétrica em

regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, nos termos do art. 8º da

Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

(c) A CGH Mambaí foi extinta em função do seu alagamento para construção da PCH Mambaí

II. Em função disso, é disponibilizado energia pelo período integral de concessão obtido pela

exploração da citada Pequena Central Hidrelétrica Mambaí II e de suas eventuais

prorrogações, no montante mensal de 203,792 MWh, como contraprestação ao bloco de

energia que a CGH Mambaí I deixou de produzir mensalmente a partir de sua efetiva

paralisação. A forma de pagamento se dá através da entrega dos montantes descritos acima

na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

As concessões de transmissão estão discriminadas abaixo:

Transmissão Localidade Contrato de Data da Vencimento Capacidade Extensão

concessão concessão instalada (km)

(MVA/MVAr) Linhas de

Subestações transmissão

Subestações e linhas

Rede básica (a) Goiás 63/2001 07/07/1995 05/12/2042 3.208 745

Rede básica (b) Goiás / Minas Gerais 03/2015 06/03/2015 06/03/2045 - 11

Rede básica (c) Goiás 04/2016 20/01/2016 20/01/2046 300 -

3.508 756

(a) Concessão composta por 12 subestações de transmissão de 230 kV e 14 linhas de

transmissão na tensão de 230 kV.

(b) Concessão composta pela LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba – C2.

(c) Concessão composta pela SE 500 kV Luziânia – Compensador Estático 500 kV – (-150/+300)

MVAr.

2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2.1. Bases de preparação

As Demonstrações Financeiras foram preparadas em conformidade às normas internacionais

de contabilidade (“IFRS” – Internacional Financial Reporting Standards), emitidas pelo

International Accounting Standards Board – IASB, e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem aquelas incluídas na legislação

societária brasileira e os pronunciamentos técnicos, as orientações e as interpretações

técnicas emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC e aprovados pela

Comissão de Valores Mobiliários - CVM.

A Companhia também se utiliza das orientações contidas no Manual de Contabilidade do Setor

Elétrico Brasileiro e das normas definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica

Página | 42

NOTAS EXPLICATIVAS

(“ANEEL”), quando estas não são conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil

e/ou com as práticas contábeis internacionais.

A Administração afirma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações

contábeis estão divulgadas e correspondem ao que é utilizado na gestão da Companhia.

A autorização para a conclusão destas Demonstrações Financeiras foi dada pela Administração

em 24 de março de 2020.

2.2. Base de mensuração

As Demonstrações Financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto quando

informado de outra forma, como descrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico

usualmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em troca de ativos.

2.3. Moeda funcional e de apresentação

A moeda funcional da Companhia é o Real, e as Demonstrações Financeiras estão sendo

apresentadas em milhares de reais. O arredondamento é realizado somente após a totalização

dos valores. Desta forma, os valores em milhares apresentados quando somados podem não

coincidir com os respectivos totais já arredondados.

2.4. Uso de estimativas, julgamentos e premissas

A preparação das Demonstrações Financeiras exige que a Administração da Companhia faça

julgamentos e adote estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e

os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas.

Por definição, as estimativas contábeis raramente serão iguais aos respectivos resultados

reais. Desta forma, a Administração da Companhia revisa as estimativas e premissas adotadas

de maneira contínua, baseadas na experiência histórica e em outros fatores considerados

relevantes. Os ajustes oriundos destas revisões são reconhecidos no exercício em que as

estimativas são revisadas e aplicadas de maneira prospectiva.

As Demonstrações Financeiras incluem a utilização de estimativas que levaram em

consideração avaliações e julgamentos da Administração, experiências de eventos passados e

correntes, pressupostos relativos a eventos futuros e outros fatores objetivos e subjetivos. Os

itens significativos sujeitos a essas estimativas são:

a) análise do risco de crédito para determinação da provisão para créditos de liquidação

duvidosa e de outros riscos para a determinação da necessidade de provisões, inclusive

para contingências trabalhistas e transações realizadas no âmbito da Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE;

b) revisão da vida útil econômica do ativo imobilizado e de sua recuperação nas

operações;

c) mensuração do valor justo de instrumentos financeiros;

d) compromissos com plano de benefícios de colaboradores;

e) imposto de renda e contribuição social diferidos; e

f) provisões para contingências.

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NOTAS EXPLICATIVAS

A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores

divergentes dos registrados nas Demonstrações Financeiras devido às imprecisões inerentes ao

processo de estimativa. Essas estimativas são revisadas periodicamente.

2.5. Avaliação de Investimento em Joint Venture

O investimento em controlada em conjunto, objeto do Pronunciamento Técnico CPC 19 (R2) –

Negócios em Conjunto, é avaliado pelo método da equivalência patrimonial 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 uso da equivalência patrimonial

alternativamente à consolidação proporcional, alternativa adotada pelo CPC a partir da

versão revisada (R2) do Pronunciamento Técnico CPC 19, conforme determinado pela

Interpretação Técnica ICPC 09 (R2).

Em 31 de dezembro de 2019 a participação nas controladas em conjunto se apresentava da

seguinte forma:

Controlada em conjunto Data base das

Demonstrações 31/12/2019 31/12/2018

Financeiras

Energética Corumbá III S.A. 31/12/2019 37,50 37,50

Pantanal Transmissão S.A. 31/12/2019 49,00 49,00

Lago Azul Transmissão S.A. 31/12/2019 50,10 50,10

Firminópolis Transmissão S.A. 31/12/2019 49,00 49,00

Participação %

2.6. Informações por segmento

Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de

negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas

relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados

operacionais desses segmentos são revistos frequentemente pela Administração para decisões

sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para

o qual informações financeiras individualizadas estão disponíveis.

Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamente

atribuíveis, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não

alocados compreendem principalmente ativos corporativos (primariamente 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 exercício para a

aquisição de ativo de contrato, ativo imobilizado, e ativos intangíveis não sendo ágio.

2.7. Demonstração dos Fluxos de Caixa

Segundo o CPC 03 (R2) – Demonstração dos Fluxos de Caixa, os fluxos de caixa referentes a

juros, dividendos e Juros Sobre o Capital Próprio – JSCP recebidos e pagos devem ser

apresentados separadamente. Cada um deles deve ser classificado de maneira consistente, de

exercício a exercício, em decorrência de atividades operacionais, de investimento ou de

financiamento.

O CPC encoraja fortemente as entidades a classificarem os juros, recebidos ou pagos, os

dividendos e JCSP recebidos como fluxos de caixa das atividades operacionais, e os dividendos

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NOTAS EXPLICATIVAS

e JCSP pagos como fluxos de caixa das atividades de financiamento. Contudo, a Companhia

adota alternativa diferente, seguindo em parte o que preconiza o CPC. Por entender que a

classificação abaixo tem uma representação mais adequada dos fluxos de caixa, a Companhia

adota a seguinte opção:

Controlada em conjunto Data base das

Demonstrações 31/12/2019 31/12/2018

Financeiras

Energética Corumbá III S.A. 31/12/2019 37,50 37,50

Pantanal Transmissão S.A. 31/12/2019 49,00 49,00

Lago Azul Transmissão S.A. 31/12/2019 50,10 50,10

Firminópolis Transmissão S.A. 31/12/2019 49,00 49,00

Participação %

2.8. Demonstração do Valor Adicionado

A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado (DVA) é requerida pela legislação

societária brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasil aplicáveis a companhias

abertas. A DVA foi preparada de acordo com os critérios definidos no CPC 09 – Demonstração

do Valor Adicionado. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como

consequência, pelas IFRS, essa demonstração está apresentada como informação

suplementar, sem prejuízo do conjunto das Demonstrações Financeiras.

3. PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS

3.1. Caixa e equivalentes de caixa

A Companhia considera como caixa e equivalentes de caixa o montante em caixa, depósitos

bancários e investimentos de curto prazo.

Para que um investimento seja qualificado como equivalente de caixa é preciso ter

conversibilidade imediata em montante conhecido de caixa e estar sujeito a um insignificante

risco de mudança de valor.

3.2. Contas a receber

Representam os valores faturados aos concessionários do serviço público de distribuição de

energia elétrica, de acordo com contratos realizados na Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs ou cotas de garantia física de energia e

potência, operações realizadas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e os

valores a receber referentes aos serviços de construção, da receita financeira e dos serviços

de operação e manutenção, bem como o valor do ativo indenizável da geração/transmissão

de energia elétrica.

O ativo indenizável registrado ao término da construção, refere-se à parcela estimada dos

investimentos realizados e não amortizados até o final da concessão e ao qual a Companhia

terá direito de receber caixa ou outro ativo financeiro ao término da vigência do contrato de

concessão. Conforme definido nos contratos, a extinção da concessão determinará, de pleno

direito, a reversão ao poder concedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se os

Página | 45

NOTAS EXPLICATIVAS

levantamentos e avaliações, bem como a determinação do montante da indenização devida à

concessionária, observando os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. A

Companhia estimou o valor de indenização de seus ativos com base nos seus respectivos

valores de livros, sendo este o montante que a Administração entende ser o mínimo garantido

pela regulamentação em vigor. Considerando que a Administração monitora de maneira

constante a regulamentação do setor, em caso de mudanças nesta regulamentação que por

ventura alterem a estimativa sobre o valor de indenização dos ativos, os efeitos contábeis

destas mudanças serão tratados de maneira prospectiva nas Demonstrações Financeiras. No

entanto, a Administração reitera seu compromisso em continuar a defender os interesses dos

acionistas da Companhia na realização destes ativos, visando a maximização do retorno sobre

o capital investido na concessão, dentro dos limites legais.

3.3. Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Em conformidade aos critérios de constituição que constam Nota Explicativa n° 5, a

Administração resguarda um montante, considerado satisfatório, objetivando a cobertura de

eventuais perdas na realização dos créditos a receber da Companhia.

3.4. Estoques (inclusive do ativo imobilizado)

Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a

investimentos, classificados no ativo imobilizado, estão registrados pelo custo médio de

aquisição. Os valores contabilizados não excedem seus valores de realização. Os materiais em

estoque são classificados no ativo circulante e os destinados a obras são classificados no Ativo

Imobilizado e Ativo de Contrato, não sendo depreciados ou amortizados.

3.5. Investimentos

As informações financeiras das controladas em conjunto e das coligadas são reconhecidas

através do método de equivalência patrimonial. O investimento da Companhia inclui o ágio

identificado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor

recuperável.

3.6. Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público são

depreciados pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas

periodicamente pela ANEEL, as quais são praticadas e aceitas pelo mercado como

representativas da vida útil econômica dos bens vinculados à infraestrutura da concessão. No

entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem público sob o regime de produtor

independente de energia elétrica são depreciados com base nas taxas anuais estabelecidas

pela ANEEL, limitados ao prazo da concessão. Os demais bens do ativo imobilizado são

depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil.

A depreciação é calculada sobre os bens do ativo imobilizado em serviço, pelo método linear,

tomando por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC,

como determina a Resolução Normativa ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015, às taxas

constantes na tabela anexa à mesma Resolução, as quais refletem a vida útil estimada dos

bens.

3.7. Intangível

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NOTAS EXPLICATIVAS

Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados a manutenção da

entidade ou exercidos com tal finalidade. Os ativos intangíveis serão amortizados caso sua

vida útil possa ser razoavelmente estimada, caso contrário serão considerados de vida útil

indefinida sendo sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica.

A amortização é calculada sobre os bens do ativo intangível em serviço, pelo método linear,

tomando por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC,

como determina a Resolução Normativa ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015, às taxas

constantes na tabela anexa à mesma Resolução, as quais refletem a vida útil estimada dos

bens.

3.8. Empréstimos e financiamentos

São atualizados pelas variações monetárias incorridas até a data do final do exercício,

incluindo juros e demais encargos previstos contratualmente. A Companhia não possui

operações em moeda estrangeira.

3.9. 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 previdenciário são reconhecidos à medida que as contribuições são

devidas, observando o regime de competência e a Deliberação CVM nº 695 de 13 de dezembro

de 2012.

3.10. Imposto de renda e contribuição social

São calculados e provisionados com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data de

elaboração das Demonstrações Financeiras, de imposto de renda e contribuição social.

3.11. Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D

Conforme a Lei nº 9.991/2000, as concessionárias e permissionárias de serviços públicos de

geração e transmissão de energia elétrica estão obrigadas a destinar anualmente o percentual

de 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico,

conforme Resolução Normativa ANEEL nº 504/2012.

3.12. Provisões

As provisões são reconhecidas em função de um evento passado quando há uma obrigação

legal ou construtiva que possa ser estimada de maneira confiável e se for provável a exigência

de um recurso econômico para liquidar esta obrigação. Quando aplicável, as provisões são

apuradas através do desconto dos fluxos de desembolso de caixa futuros esperados a uma

taxa que considera as avaliações atuais de mercado e os riscos específicos para o passivo.

3.13. Procedimentos de Consolidação

Os investimentos nas controladas são demonstrados ao custo e ajustados pelo método de

equivalência patrimonial. O saldo do valor patrimonial dos investimentos nas controladas em

conjunto permaneceram ajustados pela equivalência patrimonial nas Demonstrações

Financeiras, incluindo a respectiva provisão para desvalorização do investimento nessas

participações societárias, ou seja, os saldos patrimoniais e de resultado dessas controladas

em conjunto não foram consolidados com a CELG GT nas Demonstrações Financeiras de 31 de

dezembro de 2019 comparativamente à posição apresentada em 31 de dezembro de 2018.

Página | 47

NOTAS EXPLICATIVAS

Dessa forma, as informações individuais das controladas em conjunto não foram incorporadas

ao processo de consolidação da CELG GT na data base de 31 de dezembro de 2019, visto que a

CELG GT obedeceu a posição adotada pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis, no que

concerne à não adoção da consolidação proporcional dos Investimentos Controlados em

Conjunto, nos moldes da CPC 19 (R2) – Negócios em Conjunto.

3.14. Pronunciamentos novos ou revisados aplicados pela primeira vez em 2019

A Companhia aplicou pela primeira vez pronunciamentos e interpretações do CPC, em vigor

para exercícios iniciados em 1º de janeiro de 2019 ou após esta data. Todas as normas e

interpretações que se aplicaram pela primeira vez em 2019, não apresentaram, no entanto,

impactos nas Demonstrações Financeiras da Companhia. A Companhia decidiu não adotar

antecipadamente nenhuma outra norma, interpretação ou alteração que tenham sido

emitidas, mas ainda não vigentes.

A natureza das mudanças resultantes da adoção destas novas normas estão descritas a seguir:

a) CPC 06 (R2) – Arrendamentos: o CPC 06 (R2) se sobrepões à versão anterior (R1) da

norma de arrendamentos, além do ICPC 03 – Aspectos Complementares das Operações

de Arrendamento Mercantil. A norma estabelece os princípios para reconhecimento,

mensuração, apresentação e divulgação de arrendamentos e exige que os arrendatários

reconheçam a maioria dos arrendamentos no balanço patrimonial;

b) ICPC 22 – Incerteza sobre tratamento de tributos sobre o lucro: a Companhia

determina se considera cada tratamento tributário incerto separadamente ou em

conjunto com um ou mais tratamentos fiscais incertos e considera a abordagem que

melhor prevê a resolução da incerteza. A Companhia aplica julgamento significativo na

identificação de incertezas sobre tratamentos de imposto de renda e contribuição

social;

c) CPC 48 – Recursos de pagamento antecipado com compensação negativa: de

acordo com o CPC 48 (IFRS 9), um instrumento de dívida pode ser mensurado ao custo

amortizado ou pelo valor justo por meio de outros resultados abrangentes, desde que os

fluxos de caixa contratuais sejam “somente pagamentos de principal e juros sobre o

principal em aberto” (critério de SPPI) e o instrumento for mantido no modelo de

negócio adequado para esta classificação. As alterações ao CPC 48 esclarecem que um

ativo financeiro cumpre o critério de SPPI independentemente do evento ou

circunstância que cause a rescisão antecipada do contrato e independentemente da

parte que paga ou recebe uma compensação razoável pela rescisão antecipada do

contrato;

d) CPC 33 (R1) – Alterações, reduções ou liquidação de planos: as alterações ao CPC

33 (R1) abordam a contabilização quando ocorre alteração, redução ou liquidação de

um plano durante o exercício. As alterações especificam que quando ocorre alteração,

redução ou liquidação do plano durante o exercício anual coberto nas Demonstrações

Financeiras, a entidade deve determinar o custo do serviço atual para o exercício

remanescente após a alteração, redução ou liquidação do plano, usando as premissas

atuariais utilizadas para reavaliar o passivo (ativo) líquido do benefício definido,

refletindo os benefícios oferecidos pelo plano e os ativos do plano após aquele evento.

A entidade deve também apurar os juros líquidos para o período remanescente após

Página | 48

NOTAS EXPLICATIVAS

alteração, redução ou liquidação do plano, usando o passivo (ativo) líquido do benefício

definido refletindo os benefícios oferecidos pelo plano e os ativos do plano após aquele

evento, bem como a taxa de desconto usada para reavaliar este passivo (ativo) líquido

do benefício definido; e

e) CPC 18 (R2) – Investimento em Coligada, em Controlada e em Empreendimento

Controlado em Conjunto Controlado em Conjunto: as alterações esclarecem que a

entidade deve aplicar o CPC 48 a investimentos de longo prazo em uma coligada ou

joint venture para a qual o método da equivalência patrimonial não se aplique, mas

que, em substância, faça parte do investimento líquido na coligada ou joint venture

(investimento de longo prazo). Este esclarecimento é relevante porque sugere que o

modelo de perdas de crédito esperadas do CPC 48 seja aplicável a estes investimentos

de longo prazo. As alterações esclarecem ainda que, ao aplicar o CPC 48, a entidade

não deve considerar os prejuízos da coligada ou joint venture, ou as perdas por redução

ao valor recuperável do investimento líquido, reconhecidos como ajustes ao

investimento líquido na coligada ou joint venture que decorrem da aplicação do CPC 18

(R2).

As melhorias anuais (Ciclo 2015-2017) de pronunciamentos do CPC estão descritas a seguir:

a) CPC 15 (R1) – Combinações de Negócios: as alterações esclarecem que, quando a

entidade obtém o controle de um negócio que seja uma operação conjunta, ela deve

aplicar os requisitos para uma combinação de negócios em estágios, inclusive a

reavaliação de participações anteriormente detidas nos ativos e passivos da operação

conjunta ao valor justo. Ao fazê-lo, a adquirente reavalia toda a participação

anteriormente detida na operação conjunta. A entidade aplica essas alterações às

combinações de negócios para as quais a data de aquisição ocorre a partir do início do

primeiro exercício anual com início a partir de 1º de janeiro de 2019;

b) CPC 19 (R2) – Negócios em Conjunto: uma entidade que participe, mas não possua o

controle conjunto de uma operação conjunta, poderá obter o controle conjunto da

operação conjunta cuja atividade constitua um negócio, conforme definição do CPC 15

(R1). As alterações esclarecem que as participações anteriormente detidas nesta

operação conjunta não são remensuradas. A entidade aplica essas alterações às

operações cujo controle tenha sido obtido a partir do início do primeiro exercício anual

com início a partir de 1º de janeiro de 2019;

c) CPC 32 – Tributos sobre o Lucro: as alterações esclarecem que as consequências do

imposto de renda sobre dividendos estão vinculadas mais diretamente a transações ou

eventos passados que geraram lucros distribuíveis do que às distribuições aos titulares.

Portanto, a entidade reconhece as consequências do imposto de renda sobre dividendos

no resultado, outros resultados abrangentes ou patrimônio líquido conforme o lugar em

que a entidade originalmente reconheceu essas transações ou eventos passados. A

entidade aplica essas alterações a partir de 1º de janeiro de 2019. Quando a entidade

aplica essas alterações pela primeira vez, as aplica às consequências do imposto de

renda sobre dividendos reconhecidas a partir do início do exercício comparativo mais

antigo. Como a legislação fiscal aplicável nas jurisdições nas quais a Companhia atua

(primariamente no Brasil) não preveem a tributação dos dividendos, essa alteração não

trouxe efeito sobre as Demonstrações Financeiras; e

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NOTAS EXPLICATIVAS

d) CPC 20 (R1) – Custos de Empréstimos: as alterações esclarecem que a entidade deve

tratar como parte dos empréstimos em geral qualquer empréstimo que tenha sido

contraído originalmente para desenvolver um ativo qualificável quando

substancialmente todas as atividades necessárias para preparar o ativo para uso ou

venda forem concluídas. A entidade aplica estas alterações aos custos de empréstimos

incorridos a partir do início do exercício anual em que a entidade aplica essas

alterações pela primeira vez. A entidade aplica estas alterações a exercícios anuais com

início a partir de 1º de janeiro de 2019. Como a prática atual da Companhia está

alinhada a essas alterações, não houve nenhum impacto sobre suas Demonstrações

Financeiras.

4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

A composição dos saldos em Caixa e Equivalentes é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Caixa 6.981 605

Contas bancárias à vista 6.950 585

Fundos de caixa 31 20

Equivalentes de caixa (a) 150.617 100.302

157.598 100.907

(a) Aplicações financeiras na modalidade de Certificado de Depósito Bancário – CDB com

remuneração vinculada ao CDI, e liquidez imediata.

5. CONTAS A RECEBER

A composição por vencimento dos saldos em Contas a Receber é formada pelos seguintes

valores:

Rubrica Corrente 31/12/2019

a vencer

Até 60 Até 90 De 91 a De 181 a Mais de PECLD

dias dias 180 dias 360 dias 360 dias

Suprimento de energia (a) 912 - - - - - 912 940

Suprimento de energia - - - - - - - 940

Provisão de suprimento de energia 912 - - - - - 912 -

Encargos de uso da rede elétrica (b) 20.671 476 20 122 96 (96) 21.289 20.035

Encargos de uso da rede elétrica 3.117 202 19 122 96 (96) 3.460 20.035

Provisão de encargos de uso da rede elétrica 17.554 274 1 - - - 17.829 -

Energia elétrica de curto prazo (c) 421 453 426 1.116 1.173 (1.173) 2.416 3.944

Energia elétrica de curto prazo 222 453 426 1.116 1.173 (1.173) 2.217 3.875

Provisão de energia elétrica de curto prazo 199 - - - - - 199 69

Outros 43 - - 54 374 - 471 481

22.047 929 446 1.292 1.643 (1.269) 25.088 25.400

Corrente vencida 31/12/2018

(a) Faturamento da energia comercializada através de leilão (CCEARs), pelo regime de

alocação de cotas de garantia física de energia e potência (RAG), e, recebimento de ativo de

contrato.

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NOTAS EXPLICATIVAS

(b) Faturamento pelo uso da rede elétrica de transmissão (RAP) e de Contratos de Conexão da

Transmissão (CCT), e, recebimento de ativo de contrato.

(c) Valores a receber do Mercado de Curto Prazo – MCP e provisão de energia elétrica de curto

prazo a ser liquidada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

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 constituída é

considerada suficiente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos.

A seguir, a movimentação da PECLD no período:

Rubrica 31/12/2018 Provisões Reversões Baixas 31/12/2019

Suprimento de energia 10 - - (10) -

Encargos de uso da rede elétrica 404 121 (61) (368) 96

Energia elétrica de curto prazo 461 3.769 (3.057) - 1.173

875 3.890 (3.118) (378) 1.269

6. OUTROS ATIVOS CIRCULANTES E NÃO CIRCULANTES

6.1. Serviços em curso

A composição dos saldos em Serviços em Curso é formada pelo seguinte valor:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Serviços prestados a terceiros 14 162

14 162

6.2. Créditos fiscais

A CELG GT possui créditos tributários registrados no ativo circulante, os quais deverão ser

compensados integralmente. A composição dos saldos em Créditos Fiscais é formada pelos

seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Tributos federais 1.638 555

Imposto de renda retido na fonte (a) 1.456 391

INSS 3 -

Outros (b) 179 164

Tributos municipais 40 -

ISS 40 -

1.678 555

(a) Retenções efetuadas por órgãos públicos em cumprimento à Instrução Normativa RFB nº

1.234/2012 e nº 1.540/2015, e, retenções sobre rendimentos de aplicações financeiras.

(b) Pagamento indevido ou a maior.

6.3. Estoques

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NOTAS EXPLICATIVAS

A composição dos saldos em Estoques é formada pelos seguintes valores: Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Material 4.095 4.110

Almoxarifado de operação e manutenção 259 227

Transformação, fabricação e reparo de materiais 3.056 3.087

Emprestado 298 320

Destinado à alienação 477 471

Resíduos e sucatas 5 5

4.095 4.110

6.4. Despesas antecipadas

A composição dos saldos em Despesas Antecipadas é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Prêmios de seguros 702 649

Outros 534 456

PROINFA 534 456

1.236 1.105

6.5. Seguros

A Companhia tem um programa de gerenciamento de riscos com o objetivo de delimitá-los,

contratando no mercado coberturas compatíveis com o seu porte e operação. As coberturas

foram contratadas por montantes considerados suficientes pela Administração para cobrir

eventuais sinistros, considerando a natureza da sua atividade, os riscos envolvidos em suas

operações e a orientação de seus consultores de seguros e a suficiência da cobertura não é

escopo do trabalho dos nossos auditores.

Em 31 de dezembro de 2019, as apólices de seguro existentes, especificadas por modalidade

de risco e data de vigência está demonstrada a seguir:

Risco Vigência Importância Prêmio Despesa Saldo em

segurada reconhecida despesas

no resultado antecipadas

Ativos da concessão (a/b) 20/08/2019 a 20/08/2020 698.847 1.047 376 671

Outros - - 44 13 31

1.091 389 702

(a) Patrimonial (seguro operacional): cobertura conta incêndio, queda de raio, alagamento,

inundação, quebra de máquina nos prédios, sendo todas as construções e seus anexos

(excetuando-se alicerces, fundações e terreno) e seus conteúdos (máquinas, equipamentos,

móveis e utensílios, com exceções), relacionados a linhas e subestações de transmissão, e

usinas. Patrimonial (seguro de risco de engenharia): básica OCC e/ou IM e/ou OCC/IM,

despesas extraordinárias, despesas de desentulho, equipamentos móveis e estacionários,

ferramentas de pequeno porte, honorários de perito.

(b) Responsabilidade civil geral (seguro operacional): cobertura a reparações por danos

involuntários corporais e/ou materiais, causados a terceiros e que sejam, exclusivamente,

ocorridos no interior dos estabelecimentos especificados na apólice. Incluindo-se custas

judiciais do foro civil e honorários de advogados nomeados. Responsabilidade civil geral

Página | 52

NOTAS EXPLICATIVAS

(seguro de risco de engenharia): reparações por danos corporais e/ou materiais causado a

terceiros, dentro do local segurado, durante a realização de obras civis e/ou prestação de

serviços de montagem, instalação e/ou assistência técnica e manutenção, de máquinas,

equipamentos e/ou aparelhos em geral, pelo segurado (há exceções).

6.6. Bens destinados à alienação

A composição dos saldos dos Bens Destinados à Alienação é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Bens destinados à alienação 3.158 4.469

Terrenos (a) 345 237

Edificações, obras civis e benfeitorias (a) 2.813 2.952

Intangível (b) - 1.280

(-) Provisão para redução ao valor recuperável (b) - (1.280)

3.158 3.189

(a) Imóveis inservíveis à concessão da Celg Distribuição S.A., repassados à CELG GT conforme

Promessa de Compra e Venda, com anuência da Companhia Celg de Participações - CELGPAR.

(b) Ressarcimento do Contrato de Concessão nº 53/2000 - ANEEL - AHE Itumirim, de

26/07/2000, à CELG GT, em decorrência dos custos com o desenvolvimento dos Estudos de

Inventário do Aproveitamento Hidrelétrico (R$ 39 mil), e com o desenvolvimento dos Estudos

de Viabilidade e Ambientais (R$ 1.241 mil).

6.7. Outros devedores

A composição dos saldos em Outros Devedores, é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Circulante 7.938 4.229

Créditos a receber 5.020 4.225

Empregados 35 9

Fornecedores - Operacional 23 23

Fornecedores - Investimento 354 -

Alienação de bens e direitos 184 -

Ordem de dispêndio a reembolsar 3 -

Rendas a receber (a) 19 18

Dividendos a receber (b) 4.203 3.457

Outros - Operacional 10 512

Outros - Investimento 189 206

Destivações e alienações 2.918 4

Desativações em curso 2.918 4

Não circulante 6.692 13.521

Créditos a receber 6.692 13.521

Adiantamentos - coligadas, controladas ou controladoras (b) 5.145 12.250

Outros 1.547 1.271

14.630 17.750

(a) Renda de aluguel de imóvel para a Usina Xavantes S.A., localizada ao lado da Subestação

Xavantes do acervo da CELG GT.

(b) Ver Nota Explicativa nº 26.

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NOTAS EXPLICATIVAS

6.8. Depósitos judiciais e cauções

Os valores de Depósitos Judiciais e Cauções são registrados no ativo não circulante, tendo em

vista as incertezas quanto ao desfecho das ações objeto de depósitos.

Os depósitos estão registrados pelo valor nominal, atualizados monetariamente, tendo por

base a variação de taxa referencial (TR) para depósitos trabalhistas e previdenciários e SELIC

para tributários e regulatórios. O saldo está composto da seguinte forma:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Depósitos judiciais 424 487

Trabalhistas 359 422

Fiscais 65 65

Cauções e depósitos vinculados (a) 765 765

1.189 1.252

(a) Garantia do Contrato de Concessão nº 003/2015 (LT 230 kV Itumbiara - Paranaíba - C2).

6.9. Investimentos temporários

A composição dos saldos em Investimentos Temporários, é representado por fundo vinculado à

Conta de Reserva do Serviço da Dívida no valor equivalente a seis parcelas do financiamento

com o Banco do Brasil S.A, através de recursos oriundos do Fundo Constitucional de

Financiamento do Centro-Oeste – FCO, conforme Nota Explicativa nº 12. O saldo é formado

pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Fundos vinculados 8.354 -

8.354 -

7. ATIVO DE CONTRATO

Os contratos de concessão de geração/transmissão de energia da CELG GT estão dentro dos

critérios de aplicação da Interpretação Técnica 01 – ICPC 01 (R1), assim como do CPC 47. Os

saldos dos Ativos de Contrato são como segue:

Contrato Descrição

Curto Longo Total Curto Longo Total

prazo prazo prazo prazo

CC 063/2001 Transmissão 176.852 549.940 726.792 157.560 543.654 701.214

PRT 352/2013 Usina São Domingos 2.865 19.867 22.732 2.808 19.863 22.671

CC 03/2015 LT 230 KV Itumbiara - Paranaíba 2.416 21.091 23.507 2.312 19.584 21.896

CC 02/2016 Usina Rochedo 4.809 12.666 17.475 4.642 12.330 16.972

CC 04/2016 SE 500 KV Luziânia 24.910 84.984 109.894 23.842 85.806 109.648

211.852 688.548 900.400 191.164 681.237 872.401

31/12/2019 31/12/2018

A seguir, a movimentação do Ativo de Contrato no exercício:

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NOTAS EXPLICATIVAS

Contrato Descrição 31/12/2018 Receita Serviços de Serviços de Amortização Outras 31/12/2019

financeira construção ou operação e do contrato adições

do contrato de melhoria manutenção (RAP/RAG) e baixas

CC 063/2001 Transmissão 701.214 67.825 69.145 74.419 (171.082) (14.729) 726.792

PRT 352/2013 Usina São Domingos 22.671 - 166 5.898 (6.003) - 22.732

CC 03/2015 LT 230 KV Itumbiara - Paranaíba 21.896 1.648 1.412 354 (1.647) (156) 23.507

CC 02/2016 Usina Rochedo 16.972 1.780 404 2.979 (4.671) 11 17.475

CC 04/2016 SE 500 KV Luziânia 109.648 10.568 303 13.697 (23.562) (760) 109.894

872.401 81.821 71.430 97.347 (206.965) (15.634) 900.400

8. INVESTIMENTOS

A composição dos saldos em Investimentos é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Reapresentado

Coligadas 43.167 40.598

Energética Fazenda Velha S.A. (a) 4.526 3.964

Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. (a) 38.641 36.634

Controladas em conjunto (joint venture ) 124.344 114.199

Energética Corumbá III S.A. (b) 65.770 63.562

Pantanal Transmissão S.A. (a) 26.342 24.429

Lago Azul Transmissão S.A. (a) 19.785 19.847

Firminópolis Transmissão S.A. (a) 12.447 6.361

Avaliados ao custo 219 78

Sicoob Juriscredcelg (c) 219 78

Propriedade para investimento (d) 16.681 1.604

Terrenos 618 835

Edificações, obras civis e benfeitorias 599 769

Ajuste ao valor justo - AVJ 15.464 -

184.411 156.479

(a) Aporte de capital e aumento/diminuição pela equivalência patrimonial.

(b) Aporte de capital, aumento/diminuição pela equivalência patrimonial e ágio e gastos

diferidos concernentes à parte do custo financeiro da Energética Corumbá III S.A., referente

ao atraso de aportes no Consórcio Empreendedor Corumbá III, regulado pela ata da 10ª

Assembleia.

(c) Integralização de capital via distribuição de sobras e juros sobre o capital próprio na

Cooperativa de Crédito dos Magistrados, Servidores da Justiça do Estado de Goiás e

Empregados da Celg Ltda. (Sicoob Juriscredcelg).

(d) Imóveis inservíveis à concessão da Celg Distribuição S.A., repassados à CELG GT conforme

Promessa de Compra e Venda, com anuência da Companhia Celg de Participações - CELGPAR.

O cálculo da equivalência patrimonial no exercício está demonstrado abaixo:

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NOTAS EXPLICATIVAS

Investida Participação no Patrimônio Resultado

capital social (%) Líquido do exercício

ajustado 31/12/2019 31/12/2018

Energética Fazenda Velha 20,0% 22.630 (1.300) (260) (1.250)

Vale do São Bartolomeu 10,0% 386.413 7.442 744 (1.554)

Energética Corumbá III 37,5% 173.480 20.246 7.592 5.376

Pantanal Transmissão 49,0% 53.759 1.904 933 920

Lago Azul Transmissão 50,1% 39.490 1.372 687 3.032

Firminópolis Transmissão 49,0% 25.403 (3.580) (1.754) 7.309

701.175 26.084 7.942 13.833

Equivalência patrimonial

A seguir, a movimentação dos Investimentos no exercício:

Investida 31/12/2018 Equivalência Aportes Amortização Dividendos Dividendos Juros sobre 31/12/2019

Reapresentado patrimonial e AFAC de ágio (MEP) (Preferenciais o capital

e custo) próprio

Energética Fazenda Velha 3.964 (260) 822 - - - - 4.526

Vale do São Bartolomeu 36.634 744 1.263 - - - - 38.641

Energética Corumbá III 63.562 7.592 - (42) (5.427) 85 - 65.770

Pantanal Transmissão 24.429 933 980 - - - - 26.342

Lago Azul Transmissão 19.847 687 - - (749) - - 19.785

Firminópolis Transmissão 6.361 (1.754) 7.840 - - - - 12.447

Sicoob Juriscredcelg (Custo) 78 - - - - 131 10 219

154.875 7.942 10.905 (42) (6.176) 216 10 167.730

8.1. Energética Fazenda Velha S.A.

A CELG GT é acionista da Energética Fazenda Velha S.A. que tem por objeto a finalidade

específica de promover todos os atos e ações necessários para garantir a participação

conjunta dos acionistas, na qualidade de produtora independente de energia elétrica. A

Companhia tem o direito de exploração de aproveitamento hidrelétrico no Rio Ariranha, no

município de Jataí, no Estado de Goiás, bem como a comercialização da energia gerada na

PCH Fazenda Velha, com potência instalada de 16,5 MW, com concessão de 35 anos.

A CELG GT tem participação acionária de 20% (vinte por cento) do capital social.

8.2. Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A.

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 02/2013, venceu o Lote B, juntamente a outras

empresas para construção de subestações e linhas de transmissão da Rede Básica, conforme

descrição abaixo:

a) LT 500 kV Brasília Leste – Luziânia – C1 e C2;

b) SE Brasília Leste 500/138 kV – (6+1)X180MVA;

c) LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul – C3 (subterrânea); e

d) LT 345 kV Brasília Sul – Samambaia – C3.

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em agosto de 2013, a

SPE Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A., no qual a CELG GT tem

participação acionária de 10% (dez por cento) do capital social.

A Coligada Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. alterou o seu Balanço

Patrimonial, de 31 de dezembro de 2018, após a CELG GT já ter registrado a equivalência

Página | 56

NOTAS EXPLICATIVAS

patrimonial, fundamentada em informações oficiais encaminhadas por esta investida, quando

da autorização para divulgação das Demonstrações Financeiras da CELG GT.

A CELG GT ressalta que se essa informação pudesse ter sido razoavelmente obtida, teria sido

levada em consideração na elaboração e na apresentação das Demonstrações Financeiras de

31 de dezembro de 2018.

Diante do exposto, está sendo reconhecido, mensurado e divulgado nas Demonstrações

Financeiras findas em 31 de dezembro de 2019, um ajuste de exercícios anteriores no valor

negativo de R$ 616 mil, o que acarretou na reapresentação retrospectiva das seguintes

Demonstrações Financeiras em 31 de dezembro de 2019: Balanço Patrimonial e Demonstração

das Mutações do Patrimônio Líquido.

8.3. Energética Corumbá III S.A.

A CELG GT é acionista da Energética Corumbá III S.A. que participa do Consórcio

Empreendedor Corumbá III, tendo por objeto a operação, manutenção e exploração comercial

da Usina Hidrelétrica Corumbá III, localizada em Luziânia, no Estado de Goiás, na qualidade

de produtor independente de energia elétrica. A usina hidrelétrica entrou em operação

comercial no dia 24 de outubro de 2009, com capacidade instalada de 93,6 MW.

A CELG GT tem participação acionária de 37,50% (trinta e sete vírgula cinco por cento) do

capital social.

8.4. Pantanal Transmissão S.A.

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 02/2013, venceu o Lote F, juntamente com a

empresa CEL Engenharia Ltda. para construção da seguinte subestação da Rede Básica: SE

Campo Grande II 230/138 kV, 2x150 MVA.

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em agosto de 2013, a

SPE Pantanal Transmissão S.A., sendo que a CELG GT tem participação acionária de 49%

(quarenta e nove por cento) do capital social.

8.5. Lago Azul Transmissão S.A.

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 07/2013, venceu o Lote D, juntamente com a

empresa Furnas Centrais Elétricas S.A. para construção da seguinte linha de transmissão da

Rede Básica: LT 230 kV Barro Alto – Itapaci, C2.

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em janeiro de 2014, a

SPE Lago Azul Transmissão S.A., sendo que a CELG GT tem participação acionária de 50,1%

(cinquenta vírgula um por cento) do capital social.

A Controlada em Conjunto Lago Azul Transmissão S.A. alterou o seu Balanço Patrimonial, de

31 de dezembro de 2018, após a CELG GT já ter registrado a equivalência patrimonial,

fundamentada em informações oficiais encaminhadas por esta investida, quando da

autorização para divulgação das Demonstrações Financeiras da CELG GT.

A CELG GT ressalta que se essa informação pudesse ter sido razoavelmente obtida, teria sido

levada em consideração na elaboração e na apresentação das Demonstrações Financeiras de

31 de dezembro de 2018.

Página | 57

NOTAS EXPLICATIVAS

Diante do exposto, está sendo reconhecido, mensurado e divulgado nas Demonstrações

Financeiras findas em 31 de dezembro de 2019, um ajuste de exercícios anteriores no valor

negativo de R$ 11.126 mil, o que acarretou na reapresentação retrospectiva das seguintes

Demonstrações Financeiras em 31 de dezembro de 2019: Balanço Patrimonial e Demonstração

das Mutações do Patrimônio Líquido.

8.6. Firminópolis Transmissão S.A.

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 05/2015, venceu o Lote L, juntamente com a

empresa CEL Engenharia Ltda. para construção da seguinte linha de transmissão da Rede

Básica: LT 230 kV Trindade – Firminópolis.

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em fevereiro de 2016,

a SPE Firminópolis Transmissão S.A., sendo que a CELG GT tem participação acionária de 49%

(quarenta e nove por cento) do capital social.

9. IMOBILIZADO

A composição dos saldos e movimentação no Imobilizado é formada pelos seguintes valores:

Rubrica Valor Valor

31/12/2018 Adições Baixas Transferências 31/12/2019 31/12/2018 Baixas Depreciação 31/12/2019 líquido em líquido em

do exercício 31/12/2019 31/12/2018

Ativo imobilizado em serviço 11.080 - (4.664) 600 7.016 (5.929) 3.457 (968) (3.440) 3.576 5.151

Geração 4.454 - (4.454) - - (3.242) 3.307 (65) - - 1.212

Terrenos 1 - (1) - - - - - - - 1

Reservatórios, barragens e adutoras 3.184 - (3.184) - - (1.987) 2.050 (63) - - 1.197

Edificações, obras civis e benfeitorias 527 - (527) - - (527) 527 - - - -

Máquinas e equipamentos 742 - (742) - - (728) 730 (2) - - 14

Administração 6.626 - (210) 600 7.016 (2.687) 150 (903) (3.440) 3.576 3.939

Máquinas e equipamentos 5.316 - (76) 594 5.834 (2.098) 38 (714) (2.774) 3.060 3.218

Veículos 1.042 - (134) - 908 (505) 112 (149) (542) 366 537

Móveis e utensílios 268 - - 6 274 (84) - (40) (124) 150 184

Ativo imobilizado em curso 3.631 1.196 (119) (600) 4.108 - - - - 4.108 3.631

Geração 3.334 291 - - 3.625 - - - - 3.625 3.334

A ratear - 10 - - 10 - - - - 10 -

Desenvolvimento de projetos 3.334 281 - - 3.615 - - - - 3.615 3.334

Administração 297 905 (119) (600) 483 - - - - 483 297

Máquinas e equipamentos - 1 (8) 7 - - - - - - -

A ratear 292 359 (4) (294) 353 - - - - 353 292

Material em depósito 5 136 (107) 96 130 - - - - 130 5

Compras em andamento - 409 - (409) - - - - - - -

14.711 1.196 (4.783) - 11.124 (5.929) 3.457 (968) (3.440) 7.684 8.782

Valor Original Contábil (VOC) Depreciação acumulada

As principais taxas de depreciação por macroatividade, estão discriminadas na Resolução

Normativa ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015.

9.1. 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 e transmissão de energia elétrica são vinculados a esses

serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem

a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Normativa ANEEL nº

691/2015, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia

Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão,

quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em

conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

9.2. 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 subvenções destinadas a

Página | 58

NOTAS EXPLICATIVAS

investimentos no serviço público de energia elétrica. O prazo de vencimento dessas

obrigações é aquele estabelecido pelo órgão regulador para concessões de geração e

transmissão, cuja quitação ocorrerá no final da concessão.

9.3. 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 de unidade geradora de caixa considerado foi cada uma das

concessões detidas, analisadas individualmente.

Estimou-se o valor recuperável das unidades geradoras de caixa com base no seu valor em

uso, que representa o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados para estes ativos,

e com base nas premissas relacionadas a seguir. Os valores alocados a estas premissas

representam a avaliação da Administração sobre as tendências futuras do setor elétrico e são

baseadas tanto em fontes externas 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:

a) Cenários macroeconômicos obtidos através de consultorias conceituadas no mercado;

b) Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de

crescimento da economia brasileira; e,

c) Taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo

mercado, levando em consideração o custo médio ponderado de capital.

O valor recuperável desses ativos superou seu valor contábil e, portanto, não houve perdas

por desvalorização a serem reconhecidas.

A Interpretação Técnica 10 – ICPC 10 incentiva fortemente que na adoção inicial do

Pronunciamento CPC 27, seja estabelecido um valor justo daqueles bens ou conjunto de bens

de valores relevantes ainda em operação e que apresentem valor contábil substancialmente

inferior ou superior ao seu valor justo. A Companhia fez uma avaliação ao valor justo dos seus

ativos de geração. Para os demais ativos a Companhia entende que o custo histórico deduzido

da melhor estimativa de depreciação e de provisão para redução ao valor recuperável é a

prática que melhor representa seus ativos imobilizados.

10. INTANGÍVEL

O saldo do Intangível é composto basicamente por direitos de servidão de passagem, do qual

sua vida útil é indefinida, e softwares, de vida útil definida e cuja amortização é de 20% ao

ano, que teve sua recuperação analisada de acordo com o pronunciamento técnico “CPC 01

(R1) – Redução ao Valor Recuperável de Ativos”, conforme descrito na Nota Explicativa nº 9.3.

A composição dos saldos e movimentação do Intangível é formada pelos seguintes valores:

Página | 59

NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica Valor Valor

31/12/2018 Adições Baixas 31/12/2019 31/12/2018 Amortização 31/12/2019 líquido em líquido em

do exercício 31/12/2019 31/12/2018

Ativo intangível em serviço 7.789 - - 7.937 (1.046) (381) (1.427) 6.510 6.743

Geração 6.962 - - 6.962 (478) (240) (718) 6.244 6.484

Outros 6.962 - - 6.962 (478) (240) (718) 6.244 6.484

Administração 827 - - 975 (568) (141) (709) 266 259

Softwares 581 - - 729 (330) (141) (471) 258 251

Outros 246 - - 246 (238) - (238) 8 8

Ativo intangível em curso 461 899 (1) 1.211 - - - 1.211 461

Administração 461 899 (1) 1.211 - - - 1.211 461

Softwares 429 899 (1) 1.179 - - - 1.179 429

Outros 32 - - 32 - - - 32 32

8.250 899 (1) 9.148 (1.046) (381) (1.427) 7.721 7.204

Valor Original Contábil (VOC) Amortização acumulada

11. FORNECEDORES

A composição dos saldos em Fornecedores é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Encargos de uso da rede elétrica 74 54

Materiais e serviços 5.865 3.397

Operacional 1.406 1.201

Imobilizações em curso 4.459 2.196

Outros - 120

5.939 3.571

12. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos Empréstimos e Financiamentos estão demonstradas a

seguir:

Financiador Vencimento Encargos Moeda 31/12/2019 31/12/2018

financeiros

anuais (%)


Empréstimos e financiamentos 10.780 3.429

Eletra (a) 30/06/2020 INPC + 6% Real 863 1.366

Banco do Brasil S.A. 30/06/2031 TFC (CMN) Real 10.025 2.077

(-) Custos de transação 30/06/2031 - Real (108) (14)

Mútuos 1.562 1.697

Celgpar (b) 30/11/2020 IPCA + 12,68% Real 1.589 1.726

(-) Custos de transação (b) 30/11/2020 - Real (27) (29)


Empréstimos e financiamentos 100.100 70.054

Eletra (a) 30/06/2020 INPC + 6% Real - 835

Banco do Brasil S.A. 30/06/2031 TFC (CMN) Real 101.365 70.108

(-) Custos de transação 30/06/2031 - Real (1.265) (889)

Mútuos - 1.410

Celgpar (b) 30/11/2020 IPCA + 12,68% Real - 1.437

(-) Custos de transação (b) 30/11/2020 - Real - (27)

112.442 76.590

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NOTAS EXPLICATIVAS

(a) Parcela do saldo devedor junto à Eletra – Fundação Celg de Seguros e Previdência (82,25%

para o Plano CELGPREV e 17,75% para o Plano Eletra Benefício Definido 01), relativo aos

funcionários da CELG GT. Esse saldo é atualizado com base nas variações acumuladas do INPC

e juros de 6% a.a.

(b) Contrato de Mútuo firmado com a CELGPAR para fazer face aos compromissos de

investimentos, inerentes a Reforços, determinados pelas Resoluções Autorizativas ANEEL –

REA nº 3.170/2011, 3.217/2011, 3.914/2013, 4.417/2013, 4.891/2014 e 5.444/2015, bem

como em decorrência da implantação de empreendimentos relativos aos Contratos de

Concessões nº 003/2015 e 004/2016, monetariamente atualizado, a partir da data de sua

transferência, com base na variação mensal do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA

do mês anterior à competência, ou outro índice que vier a substitui-lo, atualização esta paga

mensalmente, acrescido de juros remuneratórios à taxa de 1% (um por cento) ao mês, ambos

pro rata die.

12.1. Banco do Brasil S.A.

Recursos oriundos do Fundo Constitucional de Financiamento do Centro-Oeste – FCO,

instituído pela Lei nº 7.827, de 27/09/1989, que regulamentou o art. 159, inciso I, alínea c,

da Constituição Federal da República, que o Banco do Brasil S.A., na qualidade de agente

financeiro, aplica de acordo com os termos e condições estabelecidos na normatização para

utilização do FCO. Os recursos tem como finalidade fazer face aos compromissos de

investimentos, inerentes a reforços, determinados pelas Resoluções Autorizativas ANEEL – REA

nº 4.891/2014 e 5.444/2015, bem como em decorrência da implantação de empreendimentos

relativos aos Contratos de Concessões nº 003/2015 e 004/2016.

Sobre os valores lançados na conta vinculada à Cédula de Crédito Bancário, bem como o saldo

devedor daí decorrente, incidirão juros que serão calculados pela Taxa de Juros dos Fundos

Constitucionais - TFC, nos termos da Resolução CMN n° 4.622, de 02/01/2018 e legislação

posterior que venha alterá-la, ou outro indicador econômico-financeiro que legalmente venha

substituí-la, debitados no dia primeiro ou dia útil subsequente, inclusive durante o período de

carência. A TFC é formada pela composição da variação do Índice Nacional de Preços ao

Consumidor Amplo – IPCA e pelo seu componente prefixado, que nos termos da lei são a Taxa

de Juros Prefixada da TLP relativa à remuneração da parcela dos recursos “i”, nos termos do

Artigo 2° da Lei nº 13.483, de 21/09/2017, da Resolução CMN nº 4.600, de 25/09/2017 e

legislação posterior que venha alterá-la, o Coeficiente de Desequilíbrio Regional (CDR), o

Fator de Programa (FP), o Fator de Localização (FL) e o Bônus de Adimplência (BA) de 15%

(quinze por cento) quando houver. Sobre o componente prefixado da TFC do caput, será

concedido BA, desde que as prestações da dívida (principal e encargos financeiros) sejam

pagas integralmente até a data do respectivo vencimento. Nas operações de financiamento

com recursos do FCO, o componente prefixado da TFC, a ser aplicado com o BA vigente na

data da contratação, será calculado por dias úteis, com base na equivalente diária (ano de

252 dias úteis) de 4,389 (quatro inteiros e trezentos e oitenta e nove milésimos) pontos

percentuais ao ano; já nas operações de financiamento com recursos do FCO, o componente

prefixado da TFC, a ser aplicado sem o BA vigente na data de contratação, será calculado por

dias úteis, com base na equivalente diária (ano de 252 dias úteis) de 5,163 (cinco inteiros e

cento e sessenta e três milésimos) pontos percentuais ao ano.

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NOTAS EXPLICATIVAS

Os juros referidos acima são exigíveis integralmente, no dia primeiro, trimestralmente

durante o prazo de carência (12 meses), e, mensalmente durante o período de amortização

(132 meses), juntamente com as prestações do principal, nas remições, proporcionalmente

aos valores remidos, no vencimento e na liquidação da dívida.

A previsão de amortização para os próximos exercícios está demonstrada a seguir:

Financiador Vencimento 2020 2021 2022 2023 2024 2025 a Total

2031

Eletra 30/06/2020 863 - - - - - 863

Celgpar 30/11/2020 1.589 - - - - - 1.589

(-) Custos de transação - Celgpar 30/11/2020 (27) - - - - - (27)

Banco do Brasil S.A. 30/06/2031 10.025 10.147 10.147 10.147 10.147 60.777 111.390

(-) Custos de transação - BB 30/06/2031 (108) (126) (126) (126) (126) (761) (1.373)

12.342 10.021 10.021 10.021 10.021 60.016 112.442

13. OUTROS PASSIVOS CIRCULANTES E NÃO CIRCULANTES

13.1. Obrigações sociais e trabalhistas

A composição dos saldos em Obrigações Sociais e Trabalhistas é formada pelos seguintes

valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Tributos retidos na fonte 873 878

Consignações em favor da concessionária e/ou terceiros 560 488

Provisão de férias 3.440 3.172

Provisão de bonificação de férias 531 442

5.404 4.980

13.2. Tributos

A composição dos saldos em Tributos é formada pelos seguintes valores:

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NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Tributos federais 17.375 28.394

Imposto de renda 12.247 20.128

Contribuição social 3.555 6.831

PIS 279 255

COFINS 1.294 1.180

Tributos estaduais 177 5

ICMS 177 5

Investimento 177 5

Tributos municipais 4 -

ISS 4 -

Contribuições sociais 2.283 2.188

INSS a pagar 687 695

Provisão de INSS sobre férias e 13º salário 1.007 928

FGTS a pagar 314 311

Provisão de FGTS sobre férias e 13º salário 275 254

Tributos retidos na fonte 937 406

Imposto de renda retido na fonte 112 39

Operacional 7 9

Investimento 105 30

Contribuição social 77 26

Operacional 7 6

Investimento 70 20

PIS 5 4

Operacional 5 4

COFINS 21 18

Operacional 20 18

Investimento 1 -

Outros - INSS 423 152

Operacional 61 52

Investimento 362 100

Outros - ISS 299 167

Operacional 43 61

Investimento 256 106

20.776 30.993

13.3. Encargos setoriais

As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor

elétrico, são as seguintes:

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NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018


Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 169 147

FNDCT 113 98

MME 56 49

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 3.625 2.686

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 61 44

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH 43 49

Demais encargos setoriais 260 226

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 260 226

Não Circulante 4.497 3.638

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 4.497 3.638

Recursos em poder da empresa 4.497 3.638

8.655 6.790

13.4. Outros credores

A composição dos saldos em Outros Credores é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018


Empregados (a) 51 304

Concessionárias e permissionárias de energia elétrica 348 98

Cauções em garantia 21 9

Outros 1.650 3.253

Celgmed - Caixa de Assistência à Saúde dos Empregados da CELG 141 114

Operacional 7 1

Investimento 1.502 3.138


Empregados (a) - 51

Diretores, conselheiros e acionistas (b) 11.900 13.600

Outros (c) 2.048 2.048

16.018 19.363

14. BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO

A composição dos saldos em benefício pós-emprego é formada pelos seguintes valores:

Rubrica Tipo 31/12/2019 31/12/2018

Circulante 223 202

Previdência privada Contribuição corrente 223 202

Não Circulante 5.376 604

Previdência privada Déficit atuarial 5.376 604

5.599 806

A Companhia é patrocinadora da Eletra – Fundação Celg de Seguros e Previdência, pessoa

jurídica sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal a complementação dos

benefícios concedidos pela previdência oficial aos seus empregados.

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NOTAS EXPLICATIVAS

A quantificação dos montantes encontra-se em conformidade com o Pronunciamento Técnico

CPC 33 (R1) – Benefícios a Empregados, que foi instituído pela Deliberação CVM nº 695, de 13

de dezembro de 2012, emitida pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

A seguir apresentam-se as principais informações quanto aos benefícios aos associados e seus

reflexos na patrocinadora:

14.1. 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 exercício 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 na fase de acumulação quanto na fase de pagamento de

benefícios. No plano misto, a responsabilidade da CELG GT na fase de acumulação é variável

em função das quotas de recolhimentos dos associados, todavia limitada a um máximo de 20%

das remunerações mensais. Na fase de pagamento, após a transferência da reserva acumulada

em conta coletiva para o beneficiário da renda vitalícia, a CELG GT assume a

responsabilidade apenas pela variação negativa das hipóteses de sobrevivência.

14.2. Descrição do plano misto de benefícios

O plano prevê a acumulação de reservas individualizadas, por recolhimento mensal de quotas

pelos ativos pela patrocinadora, com base compulsória de 2% sobre os salários, acrescidas de

contribuições facultativas definidas pelos participantes em que a patrocinadora acompanha

até o limite de 20% dos salários. Há ainda, contribuições extraordinárias do participante sem

contrapartida da patrocinadora. O saldo de quotas acumulado na data de concessão do

benefício é transformado em renda vitalícia. Os aportes patronais são mantidos em conta

coletiva até a data da concessão, quando se transformam em nominativos aos beneficiários.

Os benefícios do plano são os seguintes:

a) Suplementação de aposentadoria;

b) Suplementação de aposentadoria por invalidez;

c) Suplementação de pensão; e

d) Suplementação do abono anual.

14.3. Premissas atuariais

As premissas utilizadas para avaliação atuarial, sob os critérios estabelecidos na Deliberação

CVM nº 695/2012, conforme determinação do item 49c do Pronunciamento anexo à mesma

(foi aplicado o método PUC para obtenção do valor presente da obrigação atuarial),

executadas por atuário especializado.

14.4. Custo do Patrocinador

Em 2019, o montante de contribuições da CELG GT para a ELETRA foi de R$ 1.423 mil de

contribuições correntes.

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

Página | 65

NOTAS EXPLICATIVAS

De acordo com a Lei Complementar nº 108, de 29 de maio de 2001, os resultados deficitários

dos planos devem ser equacionados paritariamente entre a Patrocinadora, os Participantes e

os Assistidos, enquanto que os superávits são destinados à constituição de reserva de

contingência.

De acordo com o parecer atuarial emitido por consultoria especializada, os resultados

apresentados no relatório atuarial estão em consonância com as regras estabelecidas pela

Deliberação CVM nº 695/2012, e correspondem à opção da CELG GT pelo critério de

amortização de ganhos e perdas diferidos. A divulgação dos resultados atuariais, com base no

CPC 33 (R1), apontou déficit atuarial no Plano Eletra BD 01 no montante de R$ 108 mil, e,

apontou déficit atuarial no Plano CELGPREV no montante de R$ 5.268 mil.

15. PROVISÃO PARA LITÍGIOS

As provisões são quantificadas ao valor presente de desembolso esperado para liquidar a

obrigação, usando-se a taxa adequada de desconto de acordo com os riscos relacionados ao

passivo. São atualizadas até as datas dos balanços pelo montante estimado das perdas

prováveis, observada suas naturezas e apoiadas na opinião dos advogados da Companhia.

As provisões para ações judiciais são reconhecidas quando a companhia tem uma obrigação

presente resultante de eventos passados, sendo provável que uma saída de recursos seja

necessária para liquidar a obrigação e o valor possa ser estimado com segurança.

A CELG GT responde por processos judiciais e de natureza administrativa. A Administração da

Companhia fundamentada na opinião de seus assessores legais mantém provisão para litígios

sobre as causas cuja probabilidade de perda é provável. Abaixo a demonstração dos saldos:

Natureza Reclamante Probabilidade 31/12/2019 31/12/2018

de perda

Trabalhista Ex-funcionários Provável 3.867 9.957

Cível Diversos Provável 120 -

Fiscal Receita Federal do Brasil - RFB Provável 201 195

4.188 10.152

A movimentação das Provisões para Litígios no exercício:

Natureza 31/12/2018 Provisões Reversões Baixas 31/12/2019

Trabalhista 9.957 2.492 (2.387) (6.195) 3.867

Cível - 290 (170) - 120

Fiscal 195 6 - - 201

10.152 2.788 (2.557) (6.195) 4.188

15.1. Processos com probabilidade de perda classificada como possível

A Companhia possui ações de natureza trabalhista, cível, previdenciária e tributária,

envolvendo riscos de perda. A administração, com base na avaliação de seus consultores

Página | 66

NOTAS EXPLICATIVAS

jurídicos, classificou como perda possível, para as quais não constitui provisão, no montante

estimado abaixo:

Natureza Reclamante Probabilidade 31/12/2019 31/12/2018

de perda

Trabalhista Ex-funcionários Possível 150 1.098

Cível Ministério Público e usucapião Possível 423 423

Fiscal Receita Federal do Brasil - RFB Possível 466 446

1.039 1.967

16. TRIBUTOS DIFERIDOS

A composição dos saldos em Tributos Diferidos é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Imposto de renda 96.596 93.297

Diferenças temporárias passivas 3.916 17

Receita financeira de contrato 31.509 24.118

Laudo RBSE/RPC 64.671 72.779

Diferenças temporárias ativas (3.500) (3.617)

Contribuição social 34.814 33.623



Laudo RBSE/RPC 23.282 26.201

Diferenças temporárias ativas (1.221) (1.266)

PIS 1.032 1


COFINS 4.756 5


137.198 126.926

As provisões para créditos/débitos fiscais são constituídas nos casos em que sua

recuperação/tributação futura seja efetivamente garantida. Normalmente, as provisões

ativas/passivas para créditos/débitos fiscais podem ser constituídas sobre certas condições e

com certas exceções, com relação às seguintes bases:

a) Diferenças temporárias ocorridas na base de cálculo dos tributos devidos (não

dedutíveis/tributáveis no exercício corrente, porém possivelmente

dedutíveis/tributáveis em exercícios futuros);

b) Prejuízos fiscais – imposto de renda; e

c) Base negativa de cálculo da contribuição social.

Os tributos diferidos são reconhecidos como receita ou despesa e incluídos no resultado do

exercício. Os créditos e débitos fiscais diferidos de imposto de renda e contribuição social

foram apurados e estão apresentados pelo seu valor líquido no passivo.

17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Página | 67

NOTAS EXPLICATIVAS

17.1. Capital social

O capital social subscrito e totalmente integralizado é de R$ 649.549 mil, representado por

329.725.474 ações ordinárias, sem valor nominal, de propriedade integral do único acionista,

COMPANHIA CELG DE PARTICIPAÇÕES – CELGPAR.

Em 09 de março de 2017, na 109ª Reunião do Conselho de Administração da Controladora

Companhia Celg de Participações – CELGPAR, foi examinada a capitalização na CELG GT do

montante de R$ 50.000 mil decorrentes de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital –

AFAC. Os Conselheiros de Administração expressaram concordância com a subscrição e

integralização de Capital Social, observada a inexistência de emissão de ações, ato societário

concretizado em março de 2018, conforme Assembleia Geral Extraordinária CELG GT nº 75ª,

realizada em 03 de janeiro de 2018.



montante de dividendos mínimos obrigatórios, referentes ao exercício social encerrado em 31

de dezembro de 2017, no total R$ 20.950 mil. Os Conselheiros de Administração expressaram

concordância com a subscrição e integralização em ações a serem emitidas no aumento do

Capital Social da CELG GT, ato societário concretizado em julho de 2018, conforme

Assembleia Geral Extraordinária nº 79ª, realizada em 21 de junho de 2018.

Em 30 de novembro de 2017, na 118ª Reunião do Conselho de Administração da Controladora





concretizado em janeiro de 2019, conforme Assembleia Geral Extraordinária CELG GT nº 89ª,

realizada em 28 de novembro de 2018.

Em 30 de novembro de 2017, na 118ª Reunião do Conselho de Administração da Controladora





concretizado em junho de 2019, conforme Assembleia Geral Extraordinária CELG GT nº 96ª,

realizada em 13 de junho de 2019.



montante de R$ 13.904 decorrentes de dividendos mínimos obrigatórios. Os Conselheiros de

Administração expressaram concordância com a subscrição e integralização de Capital Social,

observada a inexistência de emissão de ações, ato societário concretizado em junho de 2019,

conforme Assembleia Geral Extraordinária nº 96ª, realizada em 13 de junho de 2019.

17.2. Outros resultados abrangentes

De acordo com a Nota Explicativa nº 16 e parecer atuarial emitido por consultoria

especializada houve um déficit atuarial no Plano Eletra BD 01 no montante de R$ 108 mil, e,

Página | 68

NOTAS EXPLICATIVAS

um déficit atuarial no Plano CELGPREV no montante de R$ 5.268 mil, acarretando um ajuste

em Outros Resultados Abrangentes de R$ 4.785 mil.

17.3. Dividendos e reservas de lucros

O lucro líquido do exercício é distribuído da seguinte forma:

a) 5% (cinco por cento) serão aplicados, antes de qualquer outra destinação, na

constituição da reserva legal, que não excederá de 20% (vinte por cento) do capital

social. A companhia poderá deixar de constituir a reserva legal no exercício em que o

saldo dessa reserva, acrescido do montante das reservas de capital de que trata o § 1º

do artigo 182, da Lei nº 6.404/76 exceder de 30% (trinta por cento) do capital social. A

reserva legal tem por fim assegurar a integridade do capital social e somente poderá ser

utilizada para compensar prejuízos ou aumentar o capital;

b) Compensação de Prejuízos Acumulados;

c) Do lucro líquido do exercício diminuído da reserva legal e da compensação de

prejuízos acumulados, 25% (vinte e cinco por cento) serão destinados a pagamento de

dividendos mínimos obrigatórios;

c) O restante do lucro líquido do exercício terá como destinação a Reserva de Retenção

de Lucros. Essa reserva tem por finalidade financiar projetos de investimentos da

companhia, não podem prejudicar o cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios, e

pode também ser utilizada para compensação de Prejuízos Acumulados.

A distribuição do lucro do exercício de 2019, foram calculados como segue:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Lucro líquido do exercício 71.097 58.544

(-) Reserva legal (5%) (3.555) (2.927)

Lucro após constituição da reserva legal 67.542 55.617

Dividendos mínimos obrigatórios (25%) 16.886 13.904

Dividendos a pagar 16.886 13.904

Constituição de reserva legal 3.555 2.927

Dividendos mínimos obrigatórios 16.886 13.904

Constituição de reserva de retenção de lucros 50.656 41.713

Lucro líquido do exercício distribuído 71.097 58.544

18. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA

A composição da Receita Operacional Líquida é formada pelos seguintes valores:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Receita operacional bruta (18.1) 254.131 236.157

Deduções da receita bruta (18.2) (44.657) (33.580)

209.474 202.577

18.1. Receita Operacional Bruta

Segue a composição da Receita Operacional Bruta:

Página | 69

NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica

31/12/2019 31/12/2018

Energia Elétrica de Curto Prazo 3.533 4.068

Energia Elétrica de Curto Prazo 3.403 4.204

Provisão de Energia Elétrica de Curto Prazo 130 (136)

Operações com ativos de contrato 250.598 232.089


Serviços de construção ou de melhoria 71.430 70.802

Serviços de operação e manutenção 97.347 80.442

254.131 236.157

Valor

18.2. Deduções da receita operacional bruta

A composição das Deduções sobre a Receita Operacional Bruta é a seguinte:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Tributos sobre a receita 23.507 17.840

PIS 3.162 3.185

PIS diferido 1.031 (2)

COFINS 14.563 14.668

COFINS diferida 4.751 (11)

Encargos do consumidor 21.150 15.740

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 1.573 1.474

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 15.315 10.684

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 633 527

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH 276 273

Outros encargos - PROINFA 3.353 2.782

44.657 33.580

19. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Os Custos e Despesas Operacionais estão compostos por natureza de gasto. Abaixo os valores

que compõem este grupo:

Página | 70

NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica

31/12/2019 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2018 31/12/2019 31/12/2018

Energia comprada para revenda 2.352 915 - - 2.352 915

Encargos de transmissão, conexão e distribuição 622 580 - - 622 580

Pessoal 20.443 17.834 23.374 24.040 43.817 41.874

Administradores - - 2.923 2.507 2.923 2.507

Materiais 1.028 73 655 1.075 1.683 1.148

Serviços de terceiros 7.789 6.710 3.872 4.329 11.661 11.039

Arrendamentos e aluguéis 17 2 235 148 252 150

Seguros 1.002 364 35 41 1.037 405

Doações, contribuições e subvenções - - 24 23 24 23

Provisões 772 540 105 3.177 877 3.717

Recuperação de custos/despesas (1.230) (733) (22) (203) (1.252) (936)

Tributos 218 12 1.534 1.247 1.752 1.259

Depreciação 65 67 903 768 968 835

Amortização 240 239 141 125 381 364

Custo de construção 64.823 70.802 - - 64.823 70.802

Pessoal 4.497 4.127 - - 4.497 4.127

Materiais 43.529 43.500 - - 43.529 43.500

Serviços de terceiros 16.414 22.650 - - 16.414 22.650

Seguros 17 15 - - 17 15

Tributos 19 57 - - 19 57

Gastos diversos 347 453 - - 347 453

Gastos diversos 593 330 1.353 1.045 1.946 1.375

98.734 97.735 35.132 38.322 133.866 136.057

Custos operacionais Despesas operacionais Total

20. OUTROS RESULTADOS OPERACIONAIS

Os Outros Resultados Operacionais têm a seguinte composição por natureza:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Outras receitas operacionais 19.711 1.017

Rendas da prestação de serviços 1.534 913

Compartilhamento de infraestrutura 502 643

Serviços de engenharia 1.032 270

Demais receitas e rendas 18.392 207

Arrendamentos e aluguéis (a) 220 207

Ganhos na alienação de materiais (b) 2.708 -

Outras - Ajuste ao valor justo - AVJ 15.464 -

(-) Tributos sobre a receita (215) (103)

PIS (29) (18)

COFINS (133) (85)

ISS (53) -

Outras despesas operacionais (605) (111)

Perdas na alienação e desativação de bens e direitos (b) (605) (111)

19.106 906

(a) Valor composto pela locação de parte do imóvel denominado “SE Xavantes” à Aruanã

Energia S.A.

(b) Valores compostos principalmente por ganhos e perdas na alienação de bens.

Página | 71

NOTAS EXPLICATIVAS

21. RESULTADO FINANCEIRO

O Resultado Financeiro tem a seguinte composição por natureza:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Receitas financeiras 7.926 2.568

Receita com aplicações financeiras (a) 7.167 2.269

Multas e acréscimos moratórios 251 429

Variações monetárias 20 55

Juros sobre capital próprio 10 5

Ganhos com participações societárias avaliadas ao valor justo (b) 216 24

Outras receitas financeiras 702 8

Tributos sobre receitas financeiras (440) (222)

PIS (53) (18)

COFINS (327) (111)

IOF (60) (93)

Despesas financeiras (7.090) (2.130)

Dívida em moeda nacional (6.329) (1.872)

Juros (6.148) (1.544)

Variações monetárias (137) (281)

Comissões e taxas (14) (12)

IOF (30) (35)

Multas e acréscimos moratórios (226) (2)

Variações monetárias (493) (214)

Perdas com participações societárias avaliadas ao valor justo (b) (42) (42)

836 438

(a) Rendimentos de aplicações financeiras na modalidade de Certificado de Depósito Bancário

– CDB com remuneração vinculada ao CDI, e liquidez a partir de 30 dias.

(b) Dividendos e juros sobre o capital próprio de investimentos avaliados ao custo,

amortização de ágio, dentre outros ganhos e perdas.

22. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

O Imposto de Renda e Contribuição Social tem a seguinte composição:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Tributo corrente 27.905 37.389

Contribuição social corrente 7.393 9.900

Imposto de renda corrente 20.512 27.489

Tributo diferido 4.490 (14.236)

Contribuição social diferida 1.191 (3.765)

Imposto de renda diferido 3.299 (10.471)

32.395 23.153 i

A conciliação da despesa/receita de Imposto de Renda e Contribuição Social registrada no

resultado está demonstrada abaixo:

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NOTAS EXPLICATIVAS

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Lucro líquido antes dos impostos 103.492 81.697

Tributos sobre o lucro a alíquota nominal de 34% 35.187 27.777

Diferenças permanentes (2.757) (4.600)

Diferenças temporárias (4.490) 14.236

Diferencial de alíquota de imposto de renda (24) (24)

Programa Empresa Cidadã (11) -

Imposto de renda e contribuição social correntes 27.905 37.389

Diferenças temporárias 4.490 (14.236)

Imposto de renda e contribuição social diferidos 4.490 (14.236)

Total de tributos sobre o lucro 32.395 23.153

Alíquota fiscal efetiva dos tributos sobre o lucro 31,3% 28,3%

As despesas de imposto de renda e contribuição social são calculadas e registradas conforme

legislação vigente e incluem o imposto corrente e diferido. Os impostos sobre a renda são

reconhecidos na demonstração do resultado, exceto para os casos em que estiverem

diretamente relacionados a itens registrados diretamente no patrimônio líquido ou no

resultado abrangente, nos quais já são reconhecidos a valores líquidos destes efeitos fiscais.

O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber sobre o lucro ou prejuízo tributável do

exercício a taxas de impostos ou substantivamente decretadas na data de apresentação das

Demonstrações Financeiras, e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos

exercícios anteriores.

O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias, entre os valores

contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores usados para

fins de tributação. O imposto diferido não é reconhecido para diferenças temporárias

oriundas do reconhecimento inicial de ativos e passivos em uma transação que não seja

combinação de negócios e que não afete nem a contabilidade tampouco o lucro ou prejuízo

tributável.

O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem as diferenças

temporárias quando elas reverterem, baseando-se nas leis que foram decretadas ou

substantivamente decretadas até a data de apresentação das Demonstrações Financeiras.

Na determinação do imposto de renda corrente e diferido a Companhia leva em consideração

o impacto de incertezas relativas as posições fiscais tomadas e se o pagamento adicional de

imposto de renda e juros tenha que ser realizado. A Companhia acredita que a provisão para

imposto de renda no ativo/passivo está adequada com relação a todos os exercícios fiscais em

aberto baseada em sua avaliação de diversos fatores, incluindo interpretações das leis fiscais

e experiência passada. Essa avaliação é baseada em estimativas e premissas que podem

envolver uma série de julgamentos sobre eventos futuros. Novas informações podem ser

disponibilizadas o que levariam a Companhia a mudar o seu julgamento quanto à adequação

da provisão existente, tais alterações impactarão a despesa com imposto de renda no ano em

que forem realizadas.

Os ativos e passivos fiscais diferidos são compensados caso haja um direito de compensar

passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela

mesma autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

Página | 73

NOTAS EXPLICATIVAS

Um ativo de imposto de renda e contribuição social diferido é reconhecido por perdas fiscais,

créditos fiscais e diferenças temporárias dedutíveis não utilizados quando é provável que

lucros futuros sujeitos à tributação estarão disponíveis e contra os quais serão utilizados.

Os ativos de imposto de renda e contribuição social diferido são revisados a cada data de

relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.

23. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADE

Em atendimento às instruções e orientações da ANEEL, apresentamos a Demonstração do

Resultado do exercício segregado por atividade das Unidades de Negócio de Geração (G),

Transmissão (T) e Atividades Não Vinculadas (ANV):

Rubrica

G T ANV Total G T ANV Total

OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 13.085 196.389 - 209.474 13.690 188.887 - 202.577

Custos operacionais (8.703) (90.031) - (98.734) (6.336) (91.399) - (97.735)

LUCRO BRUTO OPERACIONAL 4.382 106.358 - 110.740 7.354 97.488 - 104.842

Despesas operacionais (2.345) (32.787) - (35.132) (2.711) (35.611) - (38.322)

LUCRO OPERACIONAL ANTES DOS OUTROS RESULTADOS 2.037 73.571 - 75.608 4.643 61.877 - 66.520

Outros resultados operacionais - - 19.106 19.106 - - 906 906

Resultado da equivalência patrimonial - - 7.942 7.942 - - 13.833 13.833

Resultado financeiro 385 268 183 836 403 49 (14) 438

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 2.422 73.839 27.231 103.492 5.046 61.926 14.725 81.697

Imposto de renda e contribuição social (922) (30.346) (1.127) (32.395) (1.877) (21.276) - (23.153)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.500 43.493 26.104 71.097 3.169 40.650 14.725 58.544

31/12/2019 31/12/2018

24. FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS (MÉTODO INDIRETO)

A apresentação dos fluxos de caixa das atividades operacionais pelo método indireto é

demonstrada ajustando o lucro/prejuízo líquido pelos efeitos de transações que não envolvem

caixa, pelos efeitos de quaisquer diferimentos ou apropriações por competência sobre

recebimentos de caixa ou pagamentos em caixa operacionais passados ou futuros, e pelos

efeitos de itens de receita ou despesa associados com fluxos de caixa das atividades de

investimento ou de financiamento.

Conforme as orientações do item 20A do CPC 03 – R2 (Demonstração dos Fluxos de Caixa), a

conciliação entre o lucro/prejuízo líquido e o fluxo de caixa líquido das atividades

operacionais deve ser fornecida caso a entidade utilize o método direto para apurar o fluxo

líquido das atividades operacionais. Abaixo a referida conciliação entre lucro/prejuízo líquido

e o caixa líquido gerado/aplicado pelas/nas atividades operacionais:

Rubrica 31/12/2019 31/12/2018

Lucro líquido do exercício 71.097 58.544

Despesas (Receitas) que não afetam caixa e equivalentes de caixa (4.407) 16.644

Receita financeira da concessão (81.821) (80.845)

Receita de construção (71.430) (70.802)

Depreciação e amortização 1.349 1.199

Custo de contrução 64.823 70.802

Outros custos/despesas 1.379 91

Amortização do ativo contratual 109.618 108.356

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NOTAS EXPLICATIVAS

Ganhos na alienação de materiais (2.708) -

Perdas na alienação e desativação de bens e direitos 605 111

Resultado de equivalência patrimonial (7.942) (13.833)

Ajuste ao valor justo - AVJ (15.464) -

Juros sobre capital próprio (10) (5)

Ganhos com participações societárias avaliadas ao valor justo (216) (24)

Outras receitas financeiras (846) (21)

Perdas com participações societárias avaliadas ao valor justo 42 42

Outras despesas financeiras (685) 949

Outras movimentações de investimentos e financiamentos (1.101) 624

Redução (Aumento) de Ativos (307) (3.486)

Contas a receber 312 (1.418)

Serviços em curso 148 (162)

Créditos fiscais (1.123) (359)

Estoques 15 (1.299)

Despesas pagas antecipadamente (131) (679)

Outros devedores 472 431

Aumento (Redução) de Passivos (4.226) 15.288

Fornecedores 105 300

Obrigações sociais e trabalhistas 424 485

Benefício pós-emprego - CP 21 (1)

Tributos (10.927) 24.742

Encargos setoriais 1.006 640

Outros credores 42 218

Benefício pós-emprego - LP (13) -

Provisão para litígios (5.964) 2.315

Encargos setoriais - LP 859 787

Tributos diferidos 10.272 (14.249)

Outros credores - LP (51) 51

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 62.157 86.990

25. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO

A Distribuição do Valor Adicionado tem a seguinte composição:

Rubrica

Valor % Valor %

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 208.440 100,0% 167.261 100,0%

Pessoal 43.800 21,0% 40.956 24,5%

Remuneração direta 33.366 16,0% 31.868 19,1%

Benefícios 7.966 3,8% 6.852 4,1%

FGTS 2.468 1,2% 2.236 1,3%

Impostos, taxas e contribuições 86.206 41,4% 65.502 39,2%

Federais 84.409 40,5% 64.191 38,4%

Estaduais 74 0,1% 115 0,1%

Municipais 1.723 0,8% 1.196 0,7%

Remuneração de capitais de terceiros 7.337 3,5% 2.259 1,3%

Juros 7.018 3,4% 2.053 1,2%

Aluguéis 277 0,1% 164 0,1%

Outras 42 0,0% 42 0,0%

Remuneração de capitais próprios 71.097 34,1% 58.544 35,0%

Dividendos 16.886 8,1% 13.904 8,3%

Lucros retidos 54.211 26,0% 44.640 26,7%

31/12/2019 31/12/2018

Página | 75

NOTAS EXPLICATIVAS

26. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A Companhia efetuou uma variedade de transações com partes relacionadas incluindo a

prestação de serviços e certas transações de financiamentos, conforme tabela:

Rubrica

Parte relacionada Ativo Passivo Receita / Ativo Passivo Receita /

(Despesa) (Despesa)

Contas a receber (a) 435 - 1.114 461 - 533

Energética Fazenda Velha - - 51 - - -

Lago Azul Transmissão 7 - 1.063 33 - 105

Firminópolis Transmissão 428 - - 428 - 428

Dividendos a receber (b) 4.203 - - 3.457 - -

Energética Corumbá III 1.929 - - 1.346 - -

Pantanal Transmissão 505 - - 505 - -

Lago Azul Transmissão 163 - - - - -

Firminópolis Transmissão 1.606 - - 1.606 - -

AFAC (c) 5.145 11.900 - 12.250 13.600 -

Pantanal Transmissão - - - 490 - -

Firminópolis Transmissão 5.145 - - 11.760 - -

CELGPAR - 11.900 - - 13.600 -

Empréstimos e financiamentos (d) - 1.562 (357) - 3.107 (667)

CELGPAR - 1.562 (357) - 3.107 (667)

Dividendos a pagar (b) - 16.886 - - 13.904 -

CELGPAR - 16.886 - - 13.904 -

Contas a pagar (a) - 5 (800) - - -

Energética Fazenda Velha - 3 - - - -

Lago Azul Transmissão - 2 - - - -

Firminópolis Transmissão - - (800) - - -

Equivalência patrimonial (e) - - 7.942 - - 13.833

Energética Fazenda Velha - - (260) - - (1.250)

Vale do São Bartolomeu - - 744 - - (1.554)

Energética Corumbá III - - 7.592 - - 5.376

Pantanal Transmissão - - 933 - - 920

Lago Azul Transmissão - - 687 - - 3.032

Firminópolis Transmissão - - (1.754) - - 7.309

9.783 30.353 7.899 16.168 30.611 13.699

31/12/2019 31/12/2018

(a) Faturas emitidas por Contrato de Compartilhamento da Infraestrutura (CCI), e, Contratos

de Prestação de Serviços de Operação e Manutenção.

(b) Valor de dividendos mínimos obrigatórios propostos a pagar e a receber.

(c) Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital – AFAC aportado pela CELG GT nas

investidas, assim como AFAC aportado pela CELGPAR na CELG GT.

(d) Ver a Nota Explicativa nº 12, que tratou, dentre outros assuntos, de mútuo com a

CELGPAR.

(e) Ver a Nota Explicativa nº 8, que tratou, dentre outros assuntos, do cálculo da equivalência

patrimonial.

Página | 76

NOTAS EXPLICATIVAS

27. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Em atendimento à Deliberação CVM 604, de 19 de novembro de 2009, que aprovou os

Pronunciamentos Técnicos CPC 39, 40 e 48, e, à Instrução CVM 763/2016, a Companhia

efetuou avaliação de seus instrumentos financeiros.

Em 31 de dezembro de 2019, os principais instrumentos financeiros foram:

a) Numerário disponível – está apresentado ao seu valor de mercado, que equivale ao

seu valor contábil;

b) Contas a receber – decorrem diretamente das operações da Companhia, mantidos até

o vencimento, e está registrada pelos seus valores originais, sujeitos a provisão para

perdas e ajuste a valor presente, quando aplicável; e

c) Empréstimos e financiamentos – são classificados como passivos financeiros não

mensurados ao valor justo, e estão contabilizados pelos valores contratuais. Os valores

de mercado destes empréstimos são equivalentes aos seus valores contábeis.

Fatores de Risco

Risco de crédito: o risco de crédito da Companhia surge da possibilidade de perda que

incorre quando da incapacidade de pagamento de faturas da venda de energia elétrica e uso

do sistema de transmissão. Este risco está intimamente relacionado com fatores internos e

externos e para reduzir este tipo de risco a Companhia atua na gerência das contas a receber

implementando políticas específicas de cobrança. Os créditos de liquidação duvidosa estão

adequadamente cobertos por provisão para fazer face a eventuais perdas na realização

destes.

Risco de taxa de juros: risco da Companhia em perdas por conta de flutuações nas taxas de

juros, que aumenta as despesas 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.

Risco quanto à escassez de energia: risco de déficit de energia elétrica, decorrente de

condições climáticas desfavoráveis quanto à ocorrência de chuvas, dado que a matriz

energética brasileira está baseada em fontes hídricas. Exercícios de estiagem prolongada

influenciam o volume de água em estoque nos reservatórios das usinas que, em níveis críticos,

elevam o risco de desabastecimento de energia. Neste cenário, eventuais impactos no

consumo de energia elétrica podem ocasionar perdas em razão da redução de receitas.

As principais bacias hidrográficas do país, onde estão localizados os reservatórios do

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste tem enfrentado situações climáticas adversas nos últimos

anos, levando os órgãos responsáveis pelo setor a adotarem medidas de otimização dos

recursos hídricos para garantir o pleno atendimento à carga do sistema elétrico.

Desta forma, em relação ao risco no curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor

Elétrico - CMSE tem apontado equilíbrio entre demanda e oferta de energia, mantendo os

índices dentro margem de segurança. Por outro lado, o risco é calculado mensalmente pelo

Operador Nacional do Sistema Elétrica – ONS, que, segundo as informações do plano mensal

Página | 77

NOTAS EXPLICATIVAS

de operação divulgado mensalmente no site www.ons.org.br, não prevê programa de

racionamento para os próximos dois anos.

28. EVENTOS SUBSEQUENTES

28.1. Surto do novo Coronavírus (COVID-19)

A Celg GT informa que desde o início do surto do novo Coronavírus (COVID-19) no Brasil,

mantém acompanhamento próximo e diário dos impactos deste evento em suas operações.

Diversas medidas e protocolos vêm sendo adotados no sentido de preservar a integridade, a

saúde e a segurança de todos os seus colaboradores, tanto no contexto administrativo como

operacional, além de se determinar planos de contingência para a sustentação de suas

operações. Os canais de comunicação da Companhia com seus colaboradores vêm sendo

utilizados na conscientização acerca de cuidados necessários para evitar o contágio e a

transmissão do vírus. Até o momento, nenhum(a) colaborador(a) foi testado(a) positivamente

para a infecção em seus locais de trabalho. Os nossos planos de contingência envolvem

diversas frentes de atuação:

a) implantação do regime de trabalho remoto da maneira mais generalizada possível;

b) acompanhamento de casos sintomáticos pela área de segurança e medicina do

trabalho para medidas (em conformidade com as orientações das autoridades) imediatas

de encaminhamento de cada caso;

c) eventuais planos de contingência para fazer face à diminuição no consumo de energia

elétrica no mercado nacional, que venham a impactar o faturamento vinculado às

atividades de geração e transmissão.

Por fim, ressaltamos que em função da alta volatilidade do câmbio recentemente,

informamos que não temos nenhuma exposição cambial, e que a Celg GT tem adequada

flexibilidade e capacidade financeira para enfrentar os impactos nos seus fluxos de caixa.

28.2. Fato relevante relacionado à Celg GT

Conforme Fato Relevante divulgado ao Mercado no dia 26 de fevereiro de 2020, a

Controladora Celgpar comunicou aos seus acionistas que recebeu, por ofício, a determinação

do representante do acionista controlador, para que seja contratada empresa ou consórcio de

empresas para elaboração de estudos e posterior assessoria, para alienação das ações de sua

propriedade na Controlada Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT e suas participações em

outros empreendimentos. Estas tratativas encontram-se em andamento, não tendo ocorrido

qualquer fato superveniente entre a data do Fato Relevante e a data de autorização destas

Demonstrações Financeiras.

29. AUTORIZAÇÃO DE EMISSÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Eventos subsequentes ao exercício a que se referem essas Demonstrações Financeiras são

eventos favoráveis ou desfavoráveis, que ocorrem entre a data final do exercício a que se

Página | 78

NOTAS EXPLICATIVAS

referem, ou seja, 31 de dezembro de 2019, e a data na qual é autorizada a emissão dessas

Demonstrações Financeiras.

Esta autorização é de competência da Diretoria, tendo sido as Demonstrações Financeiras de

31 de dezembro de 2019 apreciadas em Reunião da Diretoria da CELG GT, realizada em 24 de

março de 2020.




Cleiton Silva Ferreira

Contador CRC-GO 018721/O-6

CPF nº 964.994.921-34

Página | 79

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM 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 CVM nº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições

estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações

Financeiras encerradas em 31 de dezembro de 2019.

Goiânia-GO, 24 de março de 2020.




exercÍcio findo em 31 de dezembro de 2019 · página | 2 sumÁrio sumÁrio relatório da...

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