DOE 15/03/2019 - Diário Oficial do Estado do Ceará
redução ou liquidação de um plano durante o período-base. As alterações
especificam que quando ocorre alteração, redução ou liquidação do plano
durante o período base anual, a entidade deve: • Determinar o custo do serviço
atual para o período 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; • Determinar os juros
líquidos para o período remanescente após 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. As alterações esclarecem ainda que a entidade deve
determinar primeiramente qualquer custo com serviços passados, ou ganho ou
perda na liquidação, sem considerar o efeito do asset ceiling. Este valor deve
ser reconhecido no resultado. A entidade determina então o efeito do asset
ceiling após alteração, redução ou liquidação do plano. Qualquer alteração
neste efeito, excluindo os valores incluídos nos juros líquidos, é reconhecida
em outros resultados abrangentes. As alterações aplicam-se às alterações,
reduções ou liquidações ocorridas a partir do início do primeiro período anual
com início a partir de 1º de janeiro de 2019, sendo permitida sua aplicação
antecipada. Estas alterações aplicam-se apenas às alterações, restrições ou
liquidações futuras do plano da Companhia. • Ciclo de melhorias anuais nas
normas IFRS 2015-2017 - várias normas: CPC 15 (R1) - Combinações
de negócios; CPC 19 (R2) – Negócios em conjunto; CPC 20 (R1) -
Custos de empréstimos. • IFRS 17 Contratos de Seguros: Não aplicável
a Companhia. Não há outras normas IFRS ou interpretações IFRIC que
ainda não entraram em vigor que poderiam ter impacto significativo sobre
as demonstrações contábeis da Companhia. Não há outras normas IFRS
ou interpretações IFRIC que ainda não entraram em vigor que poderiam
ter impacto significativo sobre as demonstrações contábeis da Companhia.
3. Reajuste tarifário anual: Os reajustes tarifários ocorrem anualmente,
exceto nos anos em que ocorrem revisões tarifárias periódicas (geralmente a
cada 4 anos). O mecanismo de Reajuste Tarifário Anual tem como objetivo
restabelecer o poder de compra da receita obtida por meio das tarifas
praticadas pela concessionária. De acordo com seu contrato de concessão, a
Companhia teve o reajuste tarifário em 22 de abril de 2018. O reajuste tarifário
médio foi de 4,96%, conforme homologado na Resolução Homologatória nº
l83, de 17 de abril de 2018, com vigência até 21 de abril de 2019. Para os
consumidores de baixa tensão, houve um aumento em torno de 3,80%. Já
para os clientes de média e alta tensão, o reajuste foi cerca de 7,96%, sendo
o principal efeito, a atualização do preço da tarifa de transmissão de energia
das transmissoras que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da
Lei 12.783/12. Adicionalmente, a Parcela B foi atualizada pela inflação
acumulada no período (IGP-M). A Agência Nacional de Energia Elétrica
(Aneel), órgão regulador nacional do setor elétrico, definiu em 22 de janeiro
de 2019 a abertura da Audiência Pública para colher subsídios e informações
adicionais para o aprimoramento da proposta referente à revisão tarifária
periódica da Enel Distribuição Ceará, que vai vigorar a partir do dia 22 de
abril. Os percentuais propostos pela Aneel poderão sofrer atualizações até
a aprovação em definitivo. A Companhia reforça que o ajuste proposto pelo
regulador na revisão tarifária se deve, em grande parte, a fatores externos
não gerenciados pela distribuidora, como custo de compra energia e encargos
setoriais. Realizada a cada quatro anos, como estabelecido na regulamentação,
a revisão tarifária visa estabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da
concessão, além de considerar na definição da tarifa os custos de geração
da energia, os de transporte até o consumidor (transmissão e distribuição) e
os encargos setoriais. Do ajuste médio em discussão, a maior parte cerca de
75% é destinada a cobrir a elevação dos custos de transmissão, compra de
energia, encargos setoriais e impostos. Esses fatores são definidos por lei e
regulamentação, sem gestão da distribuidora. Houve aumento principalmente
dos encargos setoriais principalmente a Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE) – fundo administrado pelo Governo para custear alguns subsídios às
tarifas e nas tarifas de transmissão. A Companhia arrecada esses valores por
meio da tarifa de energia e os repassa integralmente às empresas de geração,
transmissão e ao Governo Federal. Cerca de 25% do ajuste em discussão
corresponde à parcela destinada à Coelce para cobrir os custos da distribuição
de energia, destinados à distribuidora para operação, expansão e manutenção
da rede de energia, além de sustentar o forte volume de investimentos que a
Companhia vem realizando no estado de Ceará. 4. Alterações e atualizações
na legislação regulatória: a) Bandeiras tarifárias: Em 2018, vigoraram as
bandeiras tarifárias verde nos meses de janeiro a abril e dezembro, amarela
em maio e novembro e vermelha, patamar 2, de junho a outubro de 2018.
Em 2017, vigoraram as bandeiras tarifárias verde nos meses de janeiro e
junho, amarela nos meses de fevereiro, março, julho e setembro e vermelha
nos meses de abril, maio, agosto, outubro, novembro e dezembro. 5. Caixa e
equivalentes de caixa:
Descrição
31/12/2018 31/12/2017
Caixa e contas correntes bancárias
31.965
78.505
Aplicações financeiras
CDB (Aplicações diretas)
416
42
Operações compromissadas
63.420
75.600
63.836
75.642
Fundos exclusivos
Operações compromissadas (Fundos exclusivos)
34
129
34
129
Aplicações financeiras
63.870
75.771
Total
95.835
154.276
O excedente de caixa da Companhia é aplicado de forma conservadora em
ativos financeiros de baixo risco, com alta liquidez, sendo prontamente
conversíveis em recursos disponíveis de acordo com as necessidades de caixa
da Companhia em um valor conhecido e com risco insignificante de perda.
As aplicações financeiras da Companhia buscam rentabilidade compatível às
variações do CDI. Dada à natureza e característica das aplicações financeiras,
estas já estão reconhecidas pelo seu valor justo por meio do resultado.
6. Títulos e valores mobiliários:
Descrição
31/12/2018 31/12/2017
Fundos de investimentos não exclusivos
67.810
82.142
Fundos de investimentos exclusivos
170
64
Títulos públicos
170
61
LF - Letra Financeira
–
3
Total
67.980
82.206
Nenhum desses ativos está vencido nem apresenta problemas de recuperação
ou redução ao valor recuperável no encerramento do período.
A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa é a
seguinte:
31/12/2017 Adições Baixas
Adoção
Inicial 31/12/2018
Provisão Estimadas em
Créditos de Liquidação
Duvidosa
(281.481) (49.429) 4.824 6.561 (319.525)
A provisão Estimada em crédito de liquidação duvidosa (PECLD) é constituída
com base nos valores a receber dos consumidores, segregando em grandes
clientes (alta tensão), clientes corporativos (baixa tensão) e administração
pública. Considera também, uma análise coletiva e/ou individual, quando
aplicável, dos títulos a receber ou do saldo da dívida parcelada, de forma que
se obtenha um julgamento apropriado dos créditos considerados de difícil
recebimento, baseando-se na experiência da Administração em relação às
perdas efetivas, na existência de garantias reais, considerando um novo modelo
de avaliação a fim de apurar as perdas esperadas. No que tange à abordagem
coletiva, a Companhia utilizou uma matriz de provisão, conforme previsto
7. Consumidores e outras contas a receber:
A vencer
Vencidos
até 90 dias
Vencidos há
mais de
90 dias
Total
Provisão Estimadas
em Créditos de
Liquidação Duvidosa
31/12/2018
31/12/2017
Circulante
Fornecimento faturado
318.125
259.522
337.749
915.396
(234.262)
681.134
605.630
Receita não faturada
207.649
–
–
207.649
(2.542)
205.107
184.429
Consumidores baixa renda
35.129
–
–
35.129
–
35.129
34.613
Parcelamento de débitos
1.433
21.004
18.966
41.403
(9.771)
31.632
42.537
Outras contas a receber
3.709
8.372
54.929
67.010
(57.661)
9.349
17.821
Total do circulante
566.045
288.898
411.644 1.266.587
(304.236)
962.351
885.030
Não circulante
Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica - CCEE
–
–
15.289
15.289
(15.289)
–
–
Parcelamento de débitos
–
–
12.291
12.291
–
12.291
7.585
Total não circulante
–
–
27.580
27.580
(15.289)
12.291
7.585
na norma, que reflete a experiência de perda de crédito histórica para classe
que foi agrupada. A matriz de provisão estabelece percentuais dependendo do
aging das contas a receber. Na abordagem individual a Companhia considerou
o comportamento específico de determinados clientes em função do histórico
de inadimplência e as informações disponíveis sobre as contrapartes.
8. Subvenção CDE - desconto tarifário
31/12/2018 31/12/2017
Resolução homologatória 1.711/2014
74.489
74.489
Resolução homologatória 1.882/2015
90.419
90.419
Resolução homologatória 2.065/2016
152.659
152.659
Resolução homologatória 2.223/2017
–
28.791
Resolução homologatória 2.383/2018
24.300
–
Parcela de ajuste
925
12.170
Atualização monetária
6.660
6.660
349.452
365.188
Valor a ser repassado pela CCEE, para cobertura de descontos incidentes
sobre as tarifas de energia de classes específicas de consumidores. Os recursos
são oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), e são
homologados pela ANEEL no processo de reajuste anual das distribuidoras.
COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ - COELCE
CNPJ/MF nº 07.047.251/0001-70 - Companhia Aberta
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DIÁRIO OFICIAL DO ESTADO | SÉRIE 3 | ANO XI Nº052 | FORTALEZA, 15 DE MARÇO DE 2019
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