INFORME FINANCIERO TRIMESTRAL
SEGUNDO TRIMESTRE 2010
El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las
traducciones sólo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente,
ÍNDICE
BALANCES DE SITUACIÓN ... 4
CUENTAS DE RESULTADOS ... 6
ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO... 7
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO ... 8
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS ... 9
1) – CONTEXTO DE LAS OPERACIONES ... 9
2) – BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS ... 14
3) – EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES ... 20
4) – CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES Y REVENDEDORES ... 20
5) – ACTIVOS Y PASIVOS REGULATORIOS ... 20
6) – RECOMPOSICIÓN TARIFARIA EXTRAORDINARIA Y “PAQUETE A” ... 21
7) – REVENDEDORES: TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MERCADO LIBRE DURANTE EL PLAN DE RACIONAMIENTO ELÉCTRICO ... 23
8) – REVISIÓN DE LA TARIFA DE TRANSMISIÓN ... 24
9) – GASTOS ANTICIPADOS Y PASIVOS REGULATORIOS: CVA ... 25
10) – IMPUESTOS COMPENSABLES ... 25
11) – CRÉDITOS FISCALES ... 26
12) – DEPÓSITOS JUDICIALES ... 27
13) – CUENTAS A COBRAR AL GOBIERNO DEL ESTADO DE MINAS GERAIS Y FONDO DE TITULIZACIÓN DE DERECHOS DE CRÉDITO (FIDC) ... 28
14) – INVERSIONES ... 31
15) – INMOVILIZADO MATERIAL ... 37
16) – INMOVILIZADO INTANGIBLE ... 38
17) – PROVEEDORES ... 39
18) – IMPUESTOS, TASAS Y CONTRIBUCIONES ESPECIALES ... 40
19) – PRÉSTAMOS, FINANCIACIONES Y OBLIGACIONES SIMPLES (DEBENTURES) ... 41
20) – CARGAS REGULATORIAS... 43
21) – BENEFICIOS POST-EMPLEO ... 43
22) – PROVISIONES PARA LITIGIOS Y OTRAS CONTINGENCIAS ... 46
23) – PATRIMONIO NETO ... 53
24) – VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 54
25) – INGRESOS POR EL USO DE REDES: CONSUMIDORES LIBRES ... 54
26) – OTROS INGRESOS DE EXPLOTACIÓN ... 55
27) – DEDUCCIONES DE LOS INGRESOS BRUTOS ... 55
28) – COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN ... 56
29) – RESULTADO FINANCIERO, NETO ... 58
30) – TRANSACCIONES CON PARTES VINCULADAS ... 58
31) – INSTRUMENTOS FINANCIEROS ... 60
32) – RESULTADO FINAL DE LA SEGUNDA REVISIÓN TARIFARIA DE CEMIG DISTRIBUIÇÃO, S.A. Y AJUSTE TARIFARIO DEL AÑO 2010 ... 65
33) – HECHOS POSTERIORES ... 66
34) – CUENTAS DE RESULTADOS POR EMPRESA ... 68
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PERÍODO ... 69
INFORMACIÓN ADICIONAL QUE LA COMPAÑÍA ESTIMA RELEVANTE ... 86
BALANCES DE SITUACIÓN
A 30 DE JUNIO Y 31 DE MARZO DE 2010
ACTIVO
1(En miles de reales)
Consolidado Sociedad Matriz A 30.06.2010 A 31.03.2010 A 30.06.2010 A 31.03.2010 CORRIENTE
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes (nota 3) 3.754.516 4.495.283 428.321 418.788
Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (nota 4) 2.220.462 2.222.739 - -
Recomposición Tarifaria Extraordinaria (RTE) y Paquete “A” (nota 6) 65.512 148.064 - -
Transporte de energía eléctrica 428.236 405.836 - -
Impuestos compensables (nota 10) 1.155.224 1.017.604 6.406 6.405
Gastos anticipados: CVA (nota 9) 282.301 367.774 - -
Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre (nota 7) 46.141 45.175 - -
Créditos fiscales (nota 11) 200.053 158.002 10.966 16.521
Dividendos a cobrar - - 421.145 956.316
Activo regulatorio: revisión de los ingresos de transmisión (nota 8) 91.954 77.746 - -
Existencias 44.616 42.790 444 195
Otros activos corrientes 609.413 575.991 13.070 20.199
TOTAL CORRIENTE 8.898.428 9.557.004 880.352 1.418.424
NO CORRIENTE
Realizable a Largo Plazo
Cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas Gerais (nota 13) 1.830.892 1.787.105 - -
Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (FIDC) (nota 13) - - 911.777 891.633
Gastos anticipados: CVA (nota 9) 88.675 52.968 - -
Créditos fiscales (nota 11) 603.591 647.417 79.146 99.650
Impuestos compensables (nota 10) 241.519 225.720 116.824 102.723
Depósitos judiciales (nota 12) 796.165 716.531 95.460 95.462
Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (nota 4) 100.117 194.272 - -
Activo regulatorio: revisión de los ingresos de transmisión (nota 8) 1.055 23.423 - -
Otros activos no corrientes 120.060 136.157 43.690 59.129
3.782.074 3.783.593 1.246.897 1.248.597
Inversiones (nota 14) 23.821 23.559 9.802.968 9.603.830
Inmovilizado material (nota 15) 15.524.986 14.612.271 1.987 1.996
Inmovilizado intangible (nota 16) 2.577.033 2.073.701 1.147 1.440
TOTAL NO CORRIENTE 21.907.914 20.493.124 11.052.999 10.855.863
TOTAL ACTIVO 30.806.342 30.050.128 11.933.351 12.274.287
Las notas que se acompañan forman parte integrante de estos estados financieros intermedios.
1
N.T. De acuerdo con los principios contables brasileños, el Activo del balance se define como sigue:
- Activo corriente: está formado por los bienes y derechos, pendientes o en circulación, que normalmente se convierten en efectivo dentro del ciclo de operaciones de la empresa antes del fin del ejercicio siguiente, con la característica principal de que se encuentran en constante rotación o cambio.
BALANCES DE SITUACIÓN
A 30 DE JUNIO Y 31 DE MARZO DE 2010
PASIVO
2(En miles de reales)
Consolidado Sociedad Matriz A 30.06.2010 A 31.03.2010 A 30.06.2010 A 31.03.2010
CORRIENTE
Proveedores (nota 17) 935.632 924.461 3.852 15.148
Cargas regulatorias (nota 20) 357.816 363.806 - -
Participación en beneficios 54.562 46.416 2.295 1.922
Impuestos, tasas y contribuciones especiales (nota 18) 886.709 717.940 47.574 23.469
Intereses sobre el capital propio y dividendos a pagar 487.063 949.623 487.063 949.623
Préstamos y financiaciones (nota 19) 1.605.442 1.617.208 19.263 25.284
Obligaciones simples (debentures) (nota 19) 240.946 83.643 - -
Remuneraciones y cargas sociales 308.105 333.854 16.142 17.579
Pasivo regulatorio: CVA (nota 9) 445.589 520.176 - -
Beneficios post-empleo (nota 21) 104.033 106.622 3.987 4.101
Provisión para pérdidas provenientes de instrumentos financieros
(nota 31) 60.076 79.128 - -
Deudas con partes relacionadas 75.568 - - -
Provisiones por litigios y otras contingencias (nota 22) - - 4.288 4.277
Otros pasivos corrientes 76.141 - - -
TOTAL CORRIENTE 333.354 419.172 18.046 18.728
NO CORRIENTE
Exigible a Largo Plazo
Cargas regulatorias (nota 20) 206.710 178.177 - -
Pasivo regulatorio: CVA (nota 9) 130.827 71.106 - -
Préstamos y financiaciones (nota 19) 6.598.049 5.842.066 36.794 55.190
Obligaciones simples (debentures) (nota 19) 4.208.523 4.282.243 - -
Impuestos, tasas y contribuciones especiales (nota 18) 719.377 705.585 - -
Provisiones por litigios y otras contingencias (nota 22) 430.804 558.936 150.664 304.095
Beneficios post-empleo (nota 21) 1.271.265 1.277.977 49.735 48.855
Otros pasivos no corrientes 249.976 241.006 73.873 75.033
TOTAL NO CORRIENTE 13.815.531 13.157.096 311.066 483.173
PATRIMONIO NETO (nota 23)
Capital suscrito 3.412.073 3.101.884 3.412.073 3.101.884
Reservas de capital 3.953.850 3.969.099 3.953.850 3.969.099
Reservas voluntarias de libre disposición 2.882.308 3.177.248 2.882.308 3.177.248
Ajustes por valoración del patrimonio y diferencias de cambio (180) 1.544 (180) 1.544
Aportaciones para futuras ampliaciones de capital 27.124 27.124 27.124 27.124
Beneficios acumulados no repartidos 744.600 454.084 744.600 454.084
TOTAL PATRIMONIO NETO 11.019.775 10.730.983 11.019.775 10.730.983
TOTAL PASIVO 30.806.342 30.050.128 11.933.351 12.274.287
Las notas que se acompañan forman parte integrante de estos estados financieros intermedios.
2
N.T. De acuerdo con los principios contables brasileños, el Pasivo del balance se define como sigue:
- Pasivo corriente: es el pasivo exigible a corto plazo, vale decir, el conjunto de deudas u obligaciones que son exigibles antes del fin del ejercicio siguiente, con la característica principal de que se encuentran en constante movimiento o rotación.
- Pasivo no corriente (exigible a largo plazo): es el pasivo exigible a largo plazo, vale decir, el conjunto de deudas u obligaciones exigibles con posterioridad al ejercicio siguiente.
CUENTAS DE RESULTADOS
CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS DE SEIS MESES TERMINADOS
EL 30 DE JUNIO DE 2010 Y 2009
(En miles de reales, a excepción de la cifra relativa al beneficio neto por acción)
Consolidado Sociedad Matriz
A 30.06.2010
A 30.06.2009
(reclasificado) A 30.06.2010 A 30.06.2009
INGRESOS BRUTOS DE EXPLOTACIÓN
Ventas de energía eléctrica (nota 24) 7.361.364 6.807.195 - -
Ingresos por el uso de redes: consumidores libres (nota 25) 1.234.618 1.076.287 - -
Otros ingresos de explotación (nota 26) 313.450 280.527 159 187
8.909.432 8.164.009 159 187
Deducciones de los ingresos brutos (nota 27) (3.044.774) (2.830.312) - -
INGRESOS NETOS DE EXPLOTACIÓN 5.864.658 5.333.697 159 187
GASTOS DE EXPLOTACIÓN
GASTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS (nota 28)
Compras de energía eléctrica (1.946.543) (1.510.107) - -
Cargos por el uso de la red de transmisión (390.109) (414.647) - -
Compras de gas (101.082) (84.875) - -
(2.437.734) (2.009.629) - -
GASTOS OPERATIVOS (nota 28)
Personal y Directivos (466.282) (469.636) - -
Beneficios post-empleo (63.835) (42.566) - -
Materiales (52.436) (50.978) - -
Materias primas e insumos para la producción de energía eléctrica - (4.070) - -
Servicios exteriores (296.865) (301.680) - -
Depreciaciones y amortizaciones (382.775) (332.641) - -
Provisiones de explotación (216.552) (2.446) - -
Regalías por la explotación de recursos hídricos (75.553) (72.884) - -
Otros gastos operativos (88.810) (66.614) - -
(1.643.108) (1.343.515)
- -
TOTAL GASTOS DE EXPLOTACIÓN (4.080.842) (3.353.144) - -
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 1.783.816 1.980.553 159 187
OTROS GASTOS CORRIENTES (nota 28)
Gastos de ventas (75.053) (87.066) - -
Gastos generales y de administración (236.219) (388.223) 20.801 (18.814)
Otros (47.419) (32.885) (7.700) (5.380)
(358.691) (508.174) 13.101 (24.194)
Beneficio (pérdida) de explotación antes del resultado de las participaciones
por puesta en equivalencia y del resultado financiero 1.425.125 1.472.379 13.260 (24.007)
Resultado de las participaciones por puesta en equivalencia - - 738.411 943.606
Resultado financiero, neto (nota 29) (267.751) (70.964) 18.023 6.561
Resultado antes de impuestos y participaciones 1.157.374 1.401.415 769.694 926.160
Impuesto sobre beneficios y contribución social corrientes (nota 11) (412.891) (470.132) (40.347) (56.200)
Impuesto sobre beneficios y contribución social diferidos (nota 11) 44.774 36.640 (17.264) (8.033)
Participación en beneficios (79.518) (73.069) (2.344) (1.891)
Participación de accionistas minoritarios - (34.818) - -
BENEFICIO NETO DEL PERÍODO 709.739 860.036 709.739 860.036
BENEFICIO NETO POR ACCIÓN (BPA) (R$) 1,04048 1,38679
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
CORRESPONDIENTE A LOS PERIODOS DE TRES Y SEIS MESES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO DE 2010
(En miles de reales)
Capital suscrito Reservas de capital Reservas voluntarias de libre disposición Beneficios acumulados no repartidos Ajustes por valoración del patrimonio y diferencias de cambio Aportaciones para futuras ampliaciones de capital Total SALDOS A 31 DE MARZO DE 2010 3.101.884 3.969.099 3.177.248 454.084 1.544 27.124 10.730.983
Aumento del capital social (Nota 23) 310.189 (15.249) (294.940) - - - -
Ajuste por valoración del patrimonio: sociedad del grupo (Nota
23) - - - - (768) - (768)
Ajuste por diferencia de conversión - - - - (956) - (956)
Beneficio neto del período - - - 290.516 - - 290.516
SALDOS A 30 DE JUNIO DE 2010 3.412.073 3.953.850 2.882.308 744.600 (180) 27.124 11.019.775
SALDOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2009 3.101.884 3.969.099 3.177.248 - 150 27.124 10.275.505
Aumento del capital social (Nota 23) 310.189 (15.249) (294.940) - - - -
Ajuste por valoración del patrimonio: sociedad del grupo (Nota
23) - - - - 452 - 452
Ajuste por diferencia de conversión - - - - (782) - (782)
Ajuste relativo a ejercicio anterior: sociedad del grupo - - - 34.861 - - 34.861
Beneficio neto del período - - - 709.739 - - 709.739
SALDOS A 30 DE JUNIO DE 2010 3.412.073 3.953.850 2.882.308 744.600 (180) 27.124 11.019.775
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS DE SEIS MESES TERMINADOS
EL 30 DE JUNIO DE 2010 Y 2009
(En miles de reales)
Consolidado Sociedad Matriz
A 30.06.2010 A 30.06.2009 A 30.06.2010 A 30.06.2009 FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN
Beneficio neto del período 709.739 860.036 709.739 860.036
Gastos (ingresos) que no generan movimiento de fondos
Depreciaciones y amortizaciones 398.118 343.529 92 93
Bajas del Inmovilizado 8.188 9.568 136 -
Resultado de las participaciones por puesta en equivalencia - - (738.411) (943.606) Intereses y ajustes monetarios (no corriente) 130.697 (105.652) (24.638) (26.171) Revisión de la tarifa de transmisión 64.586 (158.090) - - Impuestos federales diferidos (44.774) (36.640) 17.264 8.033 Provisiones (reversión) para pérdidas de explotación 3.839 32.267 (51.860) (31.625) Provisión para pérdidas (ganancias) provenientes de instrumentos
financieros (3.756) 76.846 - -
Provisión para pérdidas en la recuperación de la RTE - (8.306) - - Amortización de fondo de comercio originado de adquisiciones - - 21.741 -
Beneficios post-empleo 85.957 68.502 6.272 2.835
Participación de accionistas minoritarios - 34.818 - - Subvenciones por bajos ingresos (ajustes tarifarios 2008 y 2009) (81.860) - - - Baja de créditos por costes CVA de ejercicios anteriores 70.889 - - - Baja de activo regulatorio: impuestos PIS-PASEP y COFINS 46.240 - - -
Otros (4.611) 7.382 - -
1.383.252 1.124.260 (59.665) (130.405) (Aumento) Disminución de activos
Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (101.565) (249.004) - - Recomposición Tarifaria Extraordinaria (corriente) 161.933 145.734 - - Amortización de cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas
Gerais 62.375 69.954 - -
Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre 4.653 23.318 - - Créditos fiscales diferidos (44.216) 151.636 12.069 23.949 Impuestos compensables (269.447) (408.429) 15.137 (15.613) Transporte de energía eléctrica (11.208) 58.098 - -
Otros (166.664) 164.176 20.720 6.432
Activo regulatorio: incremento tarifario diferido (1.729) 133.423 - -
Gastos anticipados: CVA 78.916 (74.535) - -
Depósitos judiciales (167.731) (102.790) 2 (7.630) Revisión de la tarifa de transmisión 37.252 - - - Dividendos pagados por sociedades del Grupo - - 1.145.569 786.397 (417.431) (88.419) 1.193.497 793.535 Aumento (Disminución) de pasivos
Proveedores 90.110 (123.322) (10.423) (1.372) Impuestos, tasas y contribuciones especiales 383.999 380.919 14.736 44.527 Remuneraciones y cargas sociales (46.629) 107.792 (2.281) 1.899
Cargas regulatorias 72.243 (27.403) - -
Préstamos, financiaciones y obligaciones simples 325.447 12.444 (4.095) (5.676) Beneficios post-empleo 16.354 (70.646) (4.776) (4.444)
Pasivos regulatorios: CVA 124.390 (9.858) - -
Pérdidas provenientes de instrumentos financieros (17.622) (12.168) - - Provisiones por litigios y otras contingencias 63.939 - (123.509) -
Otros (90.847) 12.965 (12.909) (3.456)
921.384 270.723 (143.257) 31.478 FLUJOS NETOS DE EFECTIVO PROCEDENTES DE LAS ACTIVIDADES
DE EXPLOTACIÓN 1.887.205 1.306.564 990.575 694.608
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN
Financiaciones y obligaciones simples (debentures) 3.919.757 471.148 - - Pagos por amortización de préstamos y financiaciones (3.448.360) (204.502) (18.397) - Participación de accionistas minoritarios (6.948) - - - Pagos por dividendos e intereses sobre el capital propio (466.726) (469.309) (466.726) (469.309) FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE
FINANCIACIÓN (2.277) (202.663) (485.123) (469.309)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Inversiones (389.131) (166.916) (733.349) (360.883)
Inmovilizado (material e intangibles) (2.166.240) (1.017.712) (486) - Obligaciones especiales: contribuciones de consumidores - 47.067 - - FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (2.555.371) (1.137.561) (733.835) (360.883)
VARIACIÓN NETA DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS
EQUIVALENTES (670.443) (33.660) (228.383) (135.584)
EFECTIVO O EQUIVALENTES DE EFECTIVO
Al comienzo del período 4.424.959 2.283.937 656.704 256.906 Al final del período 3.754.516 2.250.277 428.321 121.322
(670.443) (33.660) (228.383) (135.584) Las notas que se acompañan forman parte integrante de estos estados financieros intermedios.
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS
A 30 DE JUNIO DE 2010
(Cifras expresadas en miles de reales, salvo que se especifique lo contrario)
1) – CONTEXTO DE LAS OPERACIONES
Cemig – Companhia Energética de Minas Gerais (“Cemig”, la “Sociedad Matriz” o la
"Compañía”) es una sociedad cotizada en bolsa, provista del CNPJ/MF3
n.° 17.155.7300001-64. Las acciones de Cemig figuran admitidas a cotización en el nivel 1 de Gobierno Corporativo de la bolsa de valores de São Paulo (Bovespa), así como en las bolsas de Nueva York (EE.UU.) y de Madrid (España). La Compañía actúa única y exclusivamente como una sociedad holding, con participación en el capital social de varias sociedades filiales y de control conjunto4. Tal y como se establece en sus Estatutos Sociales, Cemig tiene por objeto social la construcción y operación de sistemas de producción, transformación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como el desarrollo de toda clase de actividades destinadas a la explotación económica de los distintos negocios relacionados con el sector energético.
La Compañía tiene participación en las siguientes sociedades operativas a 30 de junio de 2010:
Cemig Geração e Transmissão, S.A. (“Cemig GT”) (participada al 100%): subsidiaria integral
de capital abierto5, encargada de desarrollar actividades de generación y transmisión de energía eléctrica a través de 48 plantas generadoras (43 hidroeléctricas, cuatro eólicas y una termoeléctrica) y diversas líneas de transmisión, que en su mayoría integran la red principal del sistema brasileño de generación y transmisión, el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Cemig GT tiene participación en las siguientes sociedades operativas a 30 de junio de 2010:
Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la pequeña central hidroeléctrica de Cachoeirão, ubicada en el municipio de Pocrane, en el Estado de Minas Gerais. Esta pequeña hidroeléctrica tiene 27 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en el año 2009;
Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Beberibe, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tiene 28,8 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en agosto de 2009;
Baguari Energia, S.A. (participada al 69,39%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de construir, operar, mantener y explotar la central hidroeléctrica de Baguari. La sociedad participa al 49% en el consorcio constructor de la hidroeléctrica en conjunto con el grupo Neoenergia, cuya participación es del 51%. La hidroeléctrica de Baguari tiene 140 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y se ubica sobre la cuenca hidrográfica del río Doce, en el municipio de Governador Valadares, en el Estado de Minas Gerais. Las unidades de la hidroeléctrica entraron en operación durante el período entre septiembre de 2009 y mayo de 2010;
3
N.T. Siglas en portugués para número de identificación fiscal de personas jurídicas. 4
N.T. Se entiende por sociedad de control conjunto aquéllas en las que existe control conjunto, que se produce únicamente cuando las decisiones estratégicas de las actividades, tanto financieras como operativas, requieren el consentimiento unánime de las partes que están compartiendo el control.
5
N.T.De acuerdo con la normativa brasileña, una “subsidiaria integral” es la sociedad cuyo capital social pertenece íntegramente a otra compañía. Las subsidiarias integrales Cemig Geração e Transmissão, S.A. y Cemig Distribuição, S.A. son sociedades anónimas “de capital abierto”, en el sentido de que se les permite captar fondos en el mercado mediante emisiones de valores de renta fija. Sin embargo, a 30 de junio de 2010 estas sociedades no cotizaban sus acciones en bolsa. A los efectos del presente informe, los términos “subsidiaria integral” y “filial” se utilizan indistintamente.
Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (“Taesa”) (nueva denominación social de
Terna Participações, S.A.) (participada al 32,27%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de construir, operar, mantener y explotar infraestructuras de transporte de energía eléctrica en alta tensión ubicadas en once estados brasileños por intermedio de las siguientes sociedades filiales y participadas: Transmissora Sudeste Nordeste, S.A.
(TSN); Novatrans Energia, S.A.; Empresa de Transmissão de Energia do Oeste, S.A.
(ETEO); Empresa de Transmissão do Alto Uruguai, S.A. (ETAU); Brasnorte Transmissora
de Energia, S.A. y Terna Serviços, Ltda.. Estas sociedades gestionan, en conjunto, más de
3.712 km (información no revisada por los auditores externos) de líneas de alta tensión (de 230 a 500 Kv) que integran la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);
Transmissora Alvorada de Energia, S.A. (“Alvorada”) (participada al 74,50%): sociedad
controlada conjuntamente que ostenta una participación del 62,80% en el capital social de la sociedad Transmissora Alterosa de Energia, S.A.;
Transmissora Alterosa de Energia, S.A. (“Alterosa”) (participada al 36,23%): sociedad
controlada conjuntamente que ostenta una participación del 29,42% en el capital social de la sociedad Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A.;
Central Eólica Praias do Morgado, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Aracajú, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tiene 28,8 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en abril de 2010.
Cemig GT también tiene participación en las siguientes sociedades no operativas a 30 de
junio de 2010:
Guanhães Energia, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de las pequeñas centrales hidroeléctricas de Dores de Guanhães, Senhora do Porto y Jacaré, ubicadas en el municipio de Dores de Guanhães, y de Fortuna II, ubicada en el municipio de Virginópolis, todas en el Estado de Minas Gerais. Estas pequeñas hidroeléctricas tendrán 44 MW de potencia instalada total (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: agosto de 2011;
Cemig Baguari Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y
comercializar energía eléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;
Madeira Energia, S.A. (“Mesa”) (participada al 10%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de construir, operar y explotar, a través de la sociedad participada Santo
Antônio Energia, S.A., la central hidroeléctrica de Santo Antônio, ubicada sobre la cuenca
hidrográfica del río Madera, en el Estado de Rondônia (norte amazónico de Brasil). Esta hidroeléctrica tendrá 3.150 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: año 2012;
Hidrelétrica Pipoca, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente,
encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la pequeña central hidroeléctrica de Pipoca, ubicada sobre la cuenca hidrográfica del río Manhuaçu, entre los municipios de Caratinga e Ipanema, en el Estado de Minas Gerais. Esta pequeña hidroeléctrica tendrá 20 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: agosto de 2010;
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (“EBTE”) (participada al 49%):
sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de líneas de transmisión ubicadas en el Estado de Mato Grosso (región centro oeste de Brasil). Previsión de entrada en operación: septiembre de 2010;
Central Eólica Volta do Rio, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Aracajú, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tendrá 42 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: agosto de 2010.
Cemig Distribuição, S.A. (“Cemig D”) (participada al 100%): subsidiaria integral de capital
abierto, encargada de desarrollar actividades de distribución de energía eléctrica a través de redes y líneas de distribución que cubren aproximadamente un 97% del territorio del Estado de Minas Gerais. A 30 de junio de 2010, el número de consumidores (puntos de suministro) gestionados asciende a 6.946.974 (información no revisada por los auditores externos);
Light, S.A. (“Light”) (participada al 25,53%): sociedad controlada conjuntamente que tiene por
objeto social la participación en otras sociedades ya sea como socia tenedora de cuotas participativas o como accionista, así como la explotación directa o indirecta de servicios de electricidad, comprendiendo sistemas de generación, transporte, comercialización y distribución de energía eléctrica, así como otros servicios relacionados. Light es la sociedad matriz de las siguientes entidades filiales:
Light Serviços de Eletricidade, S.A. (“Light Sesa”) (participada al 100%): sociedad
anónima cuyas acciones cotizan en bolsa y que tiene por actividad principal la distribución de energía eléctrica. La sociedad actúa en 31 municipios del Estado de Rio de Janeiro y tiene más de 4 millones de consumidores (puntos de suministro) gestionados;
Light Energia, S.A. (“Light Energia”) (participada al 100%): sociedad anónima cuyas
acciones no cotizan en bolsa y que tiene por objeto estudiar, planificar, diseñar, construir, operar y explotar sistemas de generación, transporte y comercialización de energía eléctrica, así como otros servicios relacionados;
Light Esco Prestação de Serviços, Ltda. (“Light Esco”) (participada al 100%): sociedad
que tiene por objeto la prestación de servicios de cogeneración, el desarrollo de proyectos de soluciones energéticas orientadas al uso eficiente de la energía y la definición de matrices energéticas, y el desarrollo de actividades de comercialización de energía en el mercado eléctrico liberalizado;
Itaocara Energia, Ltda.(“Itaocara Energia”) (participada al 100%): sociedad no operativa
que tendrá por actividad principal la explotación y producción de energía eléctrica;
Lightger, Ltda. (“Lightger”) (participada al 100%) y Lighthidro, Ltda. (“Lighthidro”)
(participada al 100%): sociedades no operativas constituidas con la finalidad de participar en subastas para la adjudicación de concesiones, autorizaciones o permisos de explotación de nuevas plantas generadoras. Con fecha 24 de diciembre de 2008, Light Ger obtuvo la licencia por la que se autoriza el inicio de las obras de construcción de la pequeña central hidroeléctrica (PCH) de Paracambi;
Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social (“Instituto Light”) (participada al
100%): entidad que tiene por finalidad participar en proyectos sociales y culturales orientados al desarrollo económico y social de las ciudades, reafirmando el compromiso social de Light como empresa ciudadana;
Lightcom Comercializadora de Energia, S.A. (“Lightcom”) (participada al 100%): sociedad que tiene por objeto social desarrollar operaciones de compra, venta, importación y exportación de energía eléctrica, así como prestar servicios de consultoría en el ámbito de los mercados eléctricos, tanto el mercado liberalizado como el mercado regulado;
Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. (“Axxiom”) (participada al 51%): sociedad controlada
conjuntamente constituida en agosto de 2008 con la finalidad de prestar servicios de implementación y gestión de sistemas a empresas del sector de energía eléctrica.
Sá Carvalho, S.A. (participada al 100%): sociedad concesionaria del servicio público de
energía eléctrica, encargada de producir y comercializar electricidad a través de la central hidroeléctrica de Sá Carvalho;
Usina Térmica Ipatinga, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y
comercializar energía termoeléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central térmica de Ipatinga, ubicada en las instalaciones industriales de la empresa Usinas
Siderúrgicas de Minas Gerais, S.A. (Usiminas);
Companhia de Gás de Minas Gerais (“Gasmig”) (participada al 55,19%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de las actividades de adquisición, transporte y distribución de gas combustible y sus subproductos y derivados en el Estado de Minas Gerais, mediante concesión otorgada por el gobierno estatal;
Cemig Telecomunicações, S.A. (“Cemig Telecom”) (nueva denominación social de Empresa
de Infovias, S.A.) (participada al 100%): sociedad encargada de prestar y explotar servicios de
telecomunicaciones por medio de un sistema integrado que comprende cables de fibra óptica, cables coaxiales, equipos electrónicos y otros equipos relacionados (red de multiservicios);
Efficientia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de ofrecer soluciones energéticas
por medio del desarrollo de estudios técnicos y de la ejecución de proyectos relacionados con el ahorro y el uso eficiente de la energía, además de servicios de operación y mantenimiento en instalaciones destinadas al suministro de energía eléctrica;
Horizontes Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y
comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de las centrales hidroeléctricas de Machado Mineiro y Salto do Paraopeba, ubicadas en el Estado de Minas Gerais, y de Salto do Voltão y Salto do Passo Velho, ubicadas en el Estado de Santa Catarina (región sur de Brasil);
Central Termelétrica de Cogeração, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de
producir y comercializar energía termoeléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;
Rosal Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad concesionaria del servicio público de
energía eléctrica, encargada de producir y comercializar electricidad a través de la central hidroeléctrica de Rosal, ubicada en el límite entre los Estados de Rio de Janeiro y Espírito Santo (región sureste de Brasil);
Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir
y comercializar energía eléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;
Cemig PCH, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar
energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central hidroeléctrica de Pai Joaquim;
Cemig Capim Branco Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de las centrales hidroeléctricas de Amador Aguiar I y II, construidas por un consorcio hidroeléctrico constituido por Cemig y socios privados;
UTE Barreiro, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar
energía termoeléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central termoeléctrica de Barreiro, ubicada en las instalaciones industriales de la empresa V&M do
Brasil, S.A., en el Estado de Minas Gerais;
Cemig Trading, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de desarrollar actividades de
comercialización e intermediación de negocios relacionados con la energía;
Companhia Transleste de Transmissão (participada al 25%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de gestionar y operar la línea de transmisión a 345 kV que une la subestación ubicada en la ciudad de Montes Claros a la subestación de la central hidroeléctrica de Irapé;
Companhia Transudeste de Transmissão (participada al 24%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);
Companhia Transirapé de Transmissão (participada al 24,50%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 230 kV Irapé – Araçuaí, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);
Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (“ETEP”) (participada al 41,05%):
sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 500 kV ubicada en el Estado de Pará (norte amazónico de Brasil). ETEP constituyó la sociedad Empresa Santos Dumont de
Energia, S.A. (ESDE), en la que participa al 100%;
Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A. (“ENTE”) (participada al 36,69%): sociedad
controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de dos líneas de transmisión a 500 kV ubicadas en los Estados de Pará y Maranhão (norte amazónico de Brasil);
Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (“ERTE”) (participada al 36,69%):
sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 230 kV ubicada en el Estado de Pará (norte amazónico de Brasil);
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (“EATE”) (participada al 37,44%):
sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de las líneas de transmisión a 500 kV entre las subestaciones de maniobra de Tucuruí, Marabá, Imperatriz, Presidente Dutra y Açailândia, ubicadas en los Estados de Pará y Maranhão (norte amazónico de Brasil). EATE tiene participación en las siguientes sociedades: Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (EBTE)
(participada al 51%); Sistema de Transmissão Catarinense (STC) (participada al 80%); y
Lumitrans Cia. Transmissora de Energia Elétrica (participada al 80%);
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia, S.A. (“ECTE”) (participada al 13,37%):
sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 525 kV ubicada en el Estado de Santa Catarina (región sur de Brasil);
Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. (“Axxiom”) (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente constituida en agosto de 2008 con la finalidad de prestar servicios de implementación y gestión de sistemas a empresas del sector de energía eléctrica;
Transchile Charrúa Transmisión, S.A. (“Transchile”) (participada al 49%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 220 kV que une las subestaciones ubicadas en las localidades de Charrúa y Nueva Temuco, en la zona central de Chile, además de dos secciones de línea en las mencionadas subestaciones. La sociedad tiene su domicilio social en la ciudad de Santiago de Chile. Esta línea de transmisión entró en operación en enero de 2010.
Adicionalmente, Cemig tiene participación en las siguientes sociedades no operativas a 30 de junio de 2010:
Companhia de Transmissão Centroeste de Minas (participada al 51%): sociedad controlada
conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 345 kV Furnas – Pimenta, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);
Cemig Serviços, S.A. (participada al 100%): sociedad que tiene por objeto social la prestación
de servicios relacionados con proyectos de construcción, operación y mantenimiento de sistemas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, así como la prestación de servicios administrativos, comerciales y de ingeniería relacionados con el sector energético, cualesquiera sean sus fuentes.
El control conjunto de algunas sociedades es el resultado de acuerdos suscritos entre los accionistas de las empresas participadas.
2) – BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS 2.1) Principios contables
Los estados financieros intermedios a 30 de junio de 2010 (Sociedad Matriz y Consolidado) se han preparado de acuerdo con los principios contables brasileños, comprendiendo: la Ley de Sociedades Anónimas (Ley N.º 6404/76); los pronunciamientos e interpretaciones emitidos por el Comité de Pronunciamientos Contables (“CPC”); las disposiciones establecidas por la Comisión Nacional del Mercado de Valores de Brasil (“CVM”); y la normativa específica aplicable a las empresas de energía eléctrica y emanada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (“ANEEL”), que es el ente regulador del sector eléctrico brasileño.
Los estados financieros del período han sido elaborados siguiendo los mismos principios contables y normas de valoración que se han adoptado en la confección de los estados financieros correspondientes al ejercicio social cerrado a 31 de diciembre de 2009, por lo que deben analizarse en conjunto con dichos estados financieros anuales.
Adicionalmente, con el objetivo de mejorar la calidad de la información financiera suministrada a los mercados, la Compañía presenta en la nota 33 las cuentas de resultados por empresa. Toda la información que se recoge en dicha nota se ha obtenido a partir de los registros contables mantenidos por la Compañía y las demás sociedades que integran el Grupo Cemig.
Ciertos saldos a 30 de junio de 2010 han sido reclasificados a efectos comparativos como consecuencia de las modificaciones introducidas en el “Manual de Contabilidad del Servicio Público de Energía Eléctrica” de ANEEL, como sigue:
Consolidado Consolidado
Cuenta original Saldo (R$) Cuenta de reclasificación Saldo (R$)
Otros gastos de explotación
Deducciones de los ingresos brutos
Reserva de capacidad de generación
(“seguro apagón”) 8.093 Reserva de capacidad de generación (“seguro apagón”) (8.093)
8.093 (8.093)
2.2) Aplicación de las nuevas reglas contables a partir de 2010
Con el fin de dar continuidad al proceso de armonización contable de las normas brasileñas con las normas internacionales de información financiera (“IFRS” o “NIIF/NIC”, por sus siglas en español) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASC”, por sus siglas en inglés), el CPC emitió diversos pronunciamientos en el transcurso del año 2009, que luego fueron aprobados por CVM. Dichos pronunciamientos serán de obligado cumplimiento a partir del 1 de enero de 2010 y deberán aplicarse retroactivamente a la información financiera correspondiente al ejercicio 2009 para efectos comparativos.
No obstante lo anterior, conforme a lo facultado por la Resolución CVM N.º 603, de 10 de noviembre de 2009, modificada por la Resolución CVM N.º 626, de 31 de marzo de 2010, la Compañía optó por presentar su información financiera trimestral con base en las normas contables adoptadas en Brasil hasta el 31 de diciembre de 2009.
Cemig se encuentra analizando el contenido de los pronunciamientos emitidos por el CPC hasta el momento y ha concluido en forma preliminar que los principales efectos en los estados financieros de la Compañía se derivarán de la aplicación de las siguientes normas:
Interpretación Técnica ICPC.01: “Contratos de concesión de servicios”. La ICPC.01 establece los principios generales para el reconocimiento y valoración de los derechos y obligaciones estipulados en los contratos de concesión de servicios6. La contraprestación recibida o por recibir por el concesionario por los servicios prestados se reconocerá por su valor razonable. Dicha contraprestación podrá consistir en derechos sobre un activo financiero, o bien un activo intangible. En la actualidad, aún no es posible estimar los efectos provenientes de la aplicación lo dispuesto en la ICPC.01, aunque se esperan cambios en lo que respecta al reconocimiento de los ingresos provenientes de los servicios de construcción o mejora, el no reconocimiento como inmovilizado material de los elementos de infraestructura a los que el concedente da acceso al concesionario y el tratamiento contable de las obligaciones especiales vinculadas a la concesión. Pronunciamiento CPC 17: “Contratos de construcción”. El Pronunciamiento CPC 17 prescribe el tratamiento contable de los ingresos y los costes relacionados con los contratos de construcción. La aplicación de este pronunciamiento depende de que sean despejadas las dudas sobre el alcance de la Interpretación Técnica ICPC.01, una vez que el reconocimiento de estos ingresos no se encuentra previsto en el actual entorno regulatorio. En consecuencia, la Compañía tiene entendido de que aún no es posible, en el escenario actual, evaluar y medir razonablemente los efectos de la nueva normativa contable en los estados financieros de la Compañía.
6
N.T. Con arreglo a los acuerdos contractuales comprendidos en el ámbito de aplicación de la CINIIF 12: “Acuerdos de concesión de servicios”, el concesionario actúa en calidad de proveedor de servicios. Su misión consiste en construir o mejorar la infraestructura (servicios de construcción o mejora) destinada a la prestación de un servicio público y en explotar y mantener esa infraestructura (servicios de explotación) durante un período de tiempo estipulado. Las infraestructuras comprendidas en el ámbito de aplicación de la CINIIF 12 no se reconocerán como inmovilizado material del concesionario, puesto que el acuerdo contractual de servicios no confiere al concesionario el derecho de controlar la utilización de infraestructuras de servicio público. El concesionario tiene acceso a la explotación de la inf raestructura para prestar el servicio público por cuenta del concedente, de acuerdo con las condiciones estipuladas en el contrato. La contraprestación recibida o por recibir por el concesionario por los servicios prestados se reconocerá por su valor razonable. Dicha contraprestación podrá consistir en derechos sobre un activo financiero, o bien un activo intangible. El concesionario reconocerá un activo financiero en la medida en que tenga un derecho contractual incondicional a percibir del concedente, o por orden del mismo, efectivo u otro activo fi nanciero por los servicios de construcción; el concedente no tiene poder discrecional, o muy escaso, para eludir el pago, debido, por lo general, a que el acuerdo tiene fuerza legal. El concesionario reconocerá un activo intangible en la medida en que se le confiera un derecho (una licencia) a cobrar a los usuarios del servicio público. La naturaleza de la contraprestación otorgada al concesionario por el concedente se determinará por referencia a las cláusulas del contrato y, cuando exista, a la pertinente legislación contractual.
Pronunciamiento CPC 30: “Ingresos ordinarios”. El Pronunciamiento CPC 30 prescribe el tratamiento contable de los ingresos ordinarios procedentes de las siguientes transacciones y sucesos: venta de bienes, prestación de servicios; uso, por parte de terceros, de activos de la entidad que produzcan intereses, regalías y dividendos. La aplicación de este pronunciamiento depende de que sean despejadas las dudas sobre el alcance de la Interpretación Técnica ICPC.01, una vez que el reconocimiento de estos ingresos no se encuentra previsto en el actual entorno regulatorio. En consecuencia, la Compañía tiene entendido de que aún no es posible, en el escenario actual, evaluar y medir razonablemente los efectos de la nueva normativa contable en los estados financieros de la Compañía.
Pronunciamiento CPC 24: “Hechos posteriores a la fecha del balance” e Interpretación Técnica ICPC.08: “Contabilización de la propuesta de pago de dividendos”. Si la Compañía acuerda la distribución de dividendos (o de intereses sobre el capital propio) a los tenedores de instrumentos de capital después de la fecha del balance, pero antes de que los estados financieros hayan sido formulados, los dividendos no se reconocerán como un pasivo a la fecha del balance, porque no suponen una obligación presente. Dichos dividendos se revelarán en los estados financieros como un componente separado del patrimonio neto. La distribución de dividendos adicionales se contabilizará como pasivo a medida que sea debidamente autorizada por los órganos de gobierno de la Compañía.
Pronunciamiento CPC 43: establece los criterios para la adopción inicial de las disposiciones contenidas en los Pronunciamientos CPC 15 a CPC 40 y especifica que las excepciones en relación con las normas internacionales se circunscriben a la aplicación del procedimiento de puesta en equivalencia en los estados financieros individuales que tengan inversiones valoradas de acuerdo con dicho procedimiento, además del mantenimiento del activo diferido reconocido a 31 de diciembre de 2008 hasta su amortización total. En la actualidad, de acuerdo con las normas contables brasileñas, se reconocen contablemente activos y pasivos regulatorios. El reconocimiento de un activo o pasivo regulatorio ocurre cuando el organismo regulador establece criterios para el registro de ingresos o de costes con posterioridad al período de devengo. Dichos activos y pasivos regulatorios representan una de las diferencias entre los principios de contabilidad brasileños y las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF/NIC). El Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) está preparando una interpretación que podrá cambiar el tratamiento contable de activos y pasivos regulatorios en el ámbito de las NIIF/NIC. La Administración de Cemig está a la espera del resultado de esta nueva interpretación del IASB para evaluar sus posibles efectos en los estados financieros que se preparan de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil.
La Compañía participa en encuentros con organismos contables y asociaciones de contadores públicos, además de entes reguladores, a fin de debatir las distintas interpretaciones en relación con los criterios de aplicación de dichos pronunciamientos a la información financiera de empresas del sector eléctrico, entre los cuales cabe destacar la Interpretación Técnica ICPC.01, que dispone sobre las políticas contablesaplicadas a las concesiones. Dado que todavía existen muchas dudas conceptuales acerca de las distintas interpretaciones en cuanto a la correcta aplicación de la nueva normativa contable al entorno regulatorio brasileño, mientras no se logre una mayor comprensión sobre el alcance de la aplicación de las disposiciones contenidas en los pronunciamientos emitidos por el CPC, no es posible evaluar y medir razonablemente los efectos de dichas normas en los estados financieros de la Compañía.
2.3) Ingresos regulados de transmisión7: criterios de reconocimiento
Con fecha 14 de octubre de 2009, el Directorio Colegiado de CVM acordó que las empresas controladas por Taesa deberían modificar, a partir de la publicación del primer informe financiero trimestral del año 2010, el tratamiento contable a aplicar a la contabilización de los ingresos de transmisión – con efectos retroactivos al año 2009 únicamente para fines comparativos –, pero sin la obligación de presentar nuevamente sus estados financieros correspondientes a ejercicios anteriores.
Considerando que la filial Cemig GT y las empresas transportistas integrantes del grupo TBE
tienen contratos de concesión para la prestación del servicio público de transmisión de energía eléctrica similares a los de Taesa, dichas sociedades también deberán seguir los mismos procedimientos establecidos por CVM.
El 4 de mayo de 2010 CVM, por medio del Oficio SEP/GEA N.º 189/10, facultó la aplicación de esta norma a la información financiera trimestral que será presentada en el transcurso de 2010, haciendo obligatoria su aplicación solamente a los estados financieros cerrados a 31 de diciembre de 2010, juntamente con lo dispuesto en los demás pronunciamientos contables vigentes para dicho ejercicio.
Aún no ha sido posible evaluar los impactos de la linealización de los ingresos en el patrimonio neto de las empresas transportistas, puesto que todavía existen muchas dudas conceptuales acerca de las distintas interpretaciones en cuanto a la correcta aplicación de la Interpretación Técnica ICPC.01: “Contratos de concesión de servicios”, y su relación con los Pronunciamientos CPC 17: “Contratos de construcción” y CPC 30: “Ingresos ordinarios”, conforme a lo mencionado anteriormente.
2.4) Principios de consolidación de los estados financieros intermedios
El perímetro de consolidación está conformado por las sociedades mencionadas en la nota 1. Las sociedades filiales se consolidan por el método de integración global. Por su parte, las sociedades de control conjunto se consolidan según el método de integración proporcional, que supone la inclusión en los estados financieros consolidados de la parte proporcional de los activos, pasivos, gastos e ingresos de estas sociedades en función de la participación de la Compañía sobre las mismas. Los principios y procedimientos de contabilidad utilizados por las sociedades del Grupo se han homogeneizado con los de la Sociedad Matriz con el fin de presentar los estados financieros consolidados con base en normas de valoración homogéneas.
Se han eliminado en el proceso de consolidación las participaciones de la Sociedad Matriz en el patrimonio neto de las sociedades del Grupo, así como todos los saldos y efectos significativos de transacciones efectuadas entre las sociedades consolidadas.
La participación de los accionistas minoritarios en el patrimonio neto de las sociedades consolidadas se presenta como partida separada en el Pasivo del balance de situación consolidado bajo el epígrafe “Participación de accionistas minoritarios”.
Las cifras referentes a las sociedades de control conjunto expresan la proporción de la participación del Compañía en el capital social de dichas sociedades.
Para efectos de consolidación, los estados financieros de la sociedad de control conjunto
Transchile, cuya moneda – el peso chileno – es distinta al real, moneda funcional de la Compañía,
se han homogeneizado conforme a los principios de contabilidad generalmente aceptados en Brasil. Las cifras contables se convierten al tipo de cambio de cierre en la fecha del correspondiente balance.
7
N.T. El régimen retributivo de las empresas concesionarias de transmisión de electricidad se basa en un modelo de ingresos regulados denominado “Ingreso Anual Permitido” (IAP o RAP, por sus siglas en portugués), el cual es revisado cada cuatro años por ANEEL. En el cálculo del Ingreso Anual Permitido se toman en consideración las inversiones hechas por cada empresa concesionaria, los costes de operación y mantenimiento y una tasa adecuada de retorno. El IAP no se calcula con base en la cantidad de energía transportada, sino en la capacidad de transmisión puesta a disposición del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Los estados financieros de las sociedades consolidadas por puesta en equivalencia son relativos a una fecha y un período que coinciden con los de la Sociedad Matriz.
En cumplimiento de lo establecido en la Instrucción CVM N.º 408/04, los estados financieros consolidados incluyen los saldos y transacciones relativos a fondos exclusivos de inversión, compuestos por títulos públicos, privados y obligaciones negociables emitidas por empresas que cuentan con una calificación de riesgo mínima de A+(bra) (rating a largo plazo en escala nacional de Brasil), reflejando una elevada liquidez.
El fondo exclusivo, cuyos estados financieros son periódicamente revisados, se restringe al pago de los servicios de administración de los activos relacionados con la operación de las inversiones, tales como comisiones de custodia, auditoría y otros gastos, no habiendo obligaciones financieras significativas o activos de cuotapartistas pignorados en garantía de dichas obligaciones.
En la tabla a continuación se detallan las sociedades filiales y de control conjunto, participadas directa e indirectamente por Cemig, que han sido incluidas en el perímetro de consolidación.
A 30.06.2010 Variación del perímetro de consolidación:
Sociedades que componen el Grupo Cemig
Método de consolidación Participación directa (%) Participación indirecta (%)
Cemig Geração e Transmissão, S.A. IG 100,00 - Participadas directamente por
Cemig Geração e Transmissão, S.A.
Cemig Baguari Energia, S.A. IG - 100,00
Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. IP - 49,00
Ganhães Energia, S.A. IP - 49,00
Madeira Energia, S.A. IP - 10,00
Hidrelétrica Pipoca, S.A. IP - 49,00
Baguari Energia, S.A. IP - 69,39
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (EBTE) IP - 49,00
Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. IP 49,00
Central Eólica Volta do Rio, S.A. IP - 49,00
Central Eólica Praias de Morgado, S.A. IP - 49,00
Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) IP - 32,27
Transmissora Alterosa de Energia, S.A. IP - 36,23
Transmissora Alvorada de Energia, S.A. IP - 74,50
Cemig Distribuição, S.A. IG 100,00 -
Cemig Telecomunicações, S.A. (Cemig Telecom) IG 100,00 -
Rosal Energia, S.A. IG 100,00 -
Sá Carvalho, S.A. IG 100,00 -
Horizontes Energia, S.A. IG 100,00 -
Usina Térmica Ipatinga, S.A. IG 100,00 -
Cemig PCH, S.A. IG 100,00 -
Cemig Capim Branco Energia, S.A. IG 100,00 -
Cemig Trading, S.A. IG 100,00 -
Efficientia, S.A. IG 100,00 -
Central Termelétrica de Cogeração, S.A. IG 100,00 -
UTE Barreiro, S.A. IG 100,00 -
Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. IG 100,00 -
Cemig Serviços, S.A. IG 100,00 -
Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) IP 55,19 -
Companhia Transleste de Transmissão IP 25,00 -
Companhia Transudeste de Transmissão IP 24,00 -
Companhia Transirapé de Transmissão IP 24,50 -
Light, S.A. IP 25,53 -
Participadas directamente por Light, S.A.
Light Serviços de Eletricidade, S.A. IG - 25,53
Light Energia, S.A. IG - 25,53
Light Esco Prestação de Serviços, Ltda. IG - 25,53
Lightger, Ltda. IG - 25,53
Lighthidro, Ltda. IG - 25,53
Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social IG - 25,53
Itaocara Energia, Ltda. IG - 25,53
Lightcom Comercializadora de Energia, S.A. IG - 25,53
Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. IP - 13,02
Transchile Charrúa Transmisión, S.A. IP 49,00 -
Companhia de Transmissão Centroeste de Minas IP 51,00 -
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (EATE) IP 37,44 - Participadas directamente por
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (EATE)
Sistema de Transmissão Catarinense (STC) IG - 29.95
Lumitrans Cia. Transmissora de Energia Elétrica IG - 29,95
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (EBTE) IP - 19,09
Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (ETEP) IP 41,05 - Participadas directamente por
Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (ETEP)
Empresa Santos Dumont de Energia, S.A. (ESDE) IG - 41,05
Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A. (ENTE) IP 36,69 -
Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (ERTE) IP 36,69 -
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia, S.A. (ECTE) IP 13,37 -
Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. IP 49,00 -
IG: Integración global. IP: Integración proporcional.
3) – EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES
Consolidado Sociedad Matriz
A 30.06.2010 A 31.03.2010 A 30.06.2010 A 31.03.2010
Cuentas bancarias 90.492 175.366 9.726 4.418
Inversiones financieras
Certificados de Depósitos Bancarios 3.295.962 4.091.548 418.478 413.166
Letras Financieras del Tesoro 186.688 56.188 16 459
Letras del Tesoro de la Nación - 43.486 - -
Otras inversiones 181.374 128.695 101 745
3.664.024 4.319.917 418.595 414.370
3.754.516 4.495.283 428.321 418.788 Las inversiones financieras corresponden a operaciones realizadas con entidades financieras nacionales e internacionales con filiales en Brasil bajo condiciones y tasas corrientes de mercado. Se trata de inversiones de liquidez inmediata que son fácilmente convertibles en montos conocidos de caja y que presentan un riesgo insignificante de cambios en su valor. El rendimiento de títulos de renta fija, tales como los “certificados de depósitos bancarios” (CDB), a interés fijo o variable, y los “depósitos a plazo con garantía especial” (DPGE), viene dado por un porcentaje de los “certificados de depósito interbancarios” (CDI) establecido por la entidad de compensación y liquidación de valores Central de Custódia e Liquidação Financeira de Títulos (CETIP), el cual suele variar entre el 100% y el 110% de acuerdo con el tipo de operación.
4) – CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES Y REVENDEDORES
Activo corriente y no corriente Consolidado Sociedad Matriz
A 30.06.2010 A 31.03.2010 A 30.06.2010 A 31.03.2010
Energía eléctrica facturada 1.989.175 2.011.619 46.071 47.287
Energía eléctrica no facturada 740.554 815.152 - -
Ventas a otros distribuidores en el mercado regulado 66.649 62.684 - -
(-) Provisión para cuentas de cobro dudoso (475.799) (472.444) (46.071) (47.287)
2.320.579 2.417.011 - -
Los criterios adoptados para la constitución de la provisión para cuentas de cobro dudoso son establecidos por ANEEL y obedecen a lo siguiente: (a) en el caso de los consumidores que presentan adeudos significativos, se hace un análisis individual de su saldo deudor teniendo en cuenta su historial de incumplimiento, las eventuales negociaciones en curso y la existencia o no de garantías reales; (b) en el caso de los consumidores que no se encuentran en la condición anterior, se dotan provisiones para los saldos vencidos a más de 90 días en el caso de los consumidores residenciales; vencidos a más de 180 días si se trata de consumidores comerciales; y vencidos a más de 360 días en el caso de los demás consumidores.
La provisión constituida para cuentas de cobro dudoso se considera suficiente para cubrir el riesgo de pérdidas en la realización de estos activos.
5) – ACTIVOS Y PASIVOS REGULATORIOS
En virtud del Acuerdo General del Sector Eléctrico suscrito en 2001 y de la nueva reglamentación del sector, se reconocieron nuevas partidas de activos y pasivos regulatorios, además de impuestos diferidos que se devengan a medida que se cobran o se abonan los importes correspondientes. El desglose de los activos y pasivos reconocidos a 30 de junio y 31 de marzo de 2010 es el siguiente:
Consolidado A 30.06.2010 A 31.03.2010
Activos
Recomposición Tarifaria Extraordinaria y “Parcela A”( nota 6) 65.512 148.064
Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre durante el plan de
racionamiento eléctrico (nota 7) 46.141 45.175
Gastos anticipados: CVA (nota 9) 370.976 420.742
Revisión del peaje por el uso de la red de distribución (TUSD) 3.984 3.360
Descuentos a la TUSD: producción en régimen especial (incentivada) 11.315 14.706 Descuentos a la TUSD: auto productores y productores independientes 10.240 13.309
Subvenciones a consumidores de bajos ingresos 126.548 128.088
Revisión de la tarifa de transmisión (“cuota de ajuste”) (nota 8) 93.009 101.169
Descuentos concedidos a regadores 3.056 3.972
Otros activos regulatorios 14.821 20.908
745.602 899.493
Pasivos
Energía libre: resarcimiento a generadores (45.264) (43.725)
Importes a reintegrar vía tarifa eléctrica: CVA (nota 9) (576.416) (591.282)
Revisión del peaje por el uso de la red de distribución (TUSD) - (289)
Ajuste financiero: revisión tarifaria del año 2008 - (2.031)
Ajustes en los costes de la empresa modelo eficiente - (3.114)
Revisión de la tarifa de transmisión (“cuota de ajuste”) (nota 8) (75.568) -
Provisión para sobrecontratación de energía (24.311) -
Otros pasivos regulatorios (9.773) (3.396)
(731.332) (643.837)
Impuestos, tasas y contribuciones especiales: obligaciones diferidas (nota 18) (72.372) (78.109) (803.704) (721.946)
Total (58.102) 177.548
6) – RECOMPOSICIÓN TARIFARIA EXTRAORDINARIA Y “PAQUETE A”
En diciembre de 2001 el Gobierno Federal, por intermedio del Comité de Gestión de la Crisis de Energía Eléctrica (GCE), y las compañías distribuidoras y generadoras, suscribieron un acuerdo denominado “Acuerdo General del Sector Eléctrico”. Dicho acuerdo estableció las bases para garantizar el equilibrio económico-financiero de los contratos de concesión, así como para recomponer el nivel tarifario de las compañías de electricidad tras el período de vigencia del plan de racionamiento eléctrico, a través de un mecanismo de compensación denominado “Recomposición Tarifaria Extraordinaria” (“RTE”), el cual también se ha utilizado para compensar los sobrecostes del denominado “Paquete A” incurridos durante el período de 1 de enero a 25 de octubre de 2001.
a) Recomposición Tarifaria Extraordinaria
La RTE entró en vigencia a partir del 27 de diciembre de 2001. Los porcentajes de ajuste de las tarifas eléctricas fueron fijados por la Resolución N.° 130 del GCE, de 30 de abril de 2002, del modo siguiente:
Incremento del 2,90% en las tarifas cobradas a los consumidores del sector residencial (con excepción de los consumidores de bajos ingresos), rural y alumbrado público, además de los consumidores industriales conectados en alta tensión cuyos costes de energía eléctrica representen un 18% o más del coste medio de producción y que cumplan determinados requisitos relacionados con el factor de carga y la demanda por electricidad, debidamente especificados en la mencionada resolución.
Incremento del 7,90% en las tarifas cobradas a los demás consumidores. La RTE se utilizó para compensar las siguientes pérdidas y costes:
