DOEPE 15/04/2016 -Pág. 30 -Poder Executivo -Diário Oficial do Estado de Pernambuco
30 - Ano XCIII • NÀ 69
Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo
...continuação - TRANSMISSORA DELMIRO GOUVEIA S.A. - TDG
bem como o valor do ativo indenizável, referente ao montante que a concessionária terá direito quando do término do contrato de concessão. A Companhia considera que o valor de
indenização a que terá direito deve corresponder ao valor novo de reposição ajustado pela
depreciação acumulada de cada item. h) Ativo imobilizado. O imobilizado está registrado
pelo custo de aquisição e/ou construção, e se refere aos bens da administração. i) Tributação. ·• Tributos sobre a receita de transmissão. As receitas de transmissão estão sujeitas aos seguintes tributos: a) Programa de Integração Social – PIS – 1,65%; b)
Contribuição para Financiamento da Seguridade Social – COFINS –7,6%. • Imposto de
Renda e Contribuição Social. A Companhia está sob o regime de tributação pelo Lucro
Real. A Administração periodicamente avalia a posição fiscal das situações as quais a regulamentação fiscal requer interpretações e estabelece provisões quando apropriado. Em
13 de maio de 2014 foi publicada a Lei nº 12.973 que (i) revoga o Regime Tributário de
Transição - RTT (instituído pela Lei n° 11.941/2009) a partir de 2015, com a introdução de
novo regime tributário; (ii) altera o Decreto-lei nº 1.598/77 pertinente ao cálculo do imposto
de renda da pessoa jurídica e a legislação sobre a contribuição social sobre o lucro líquido.
A referida legislação foi regulamentada pela Instrução Normativa nº 1.515/2014. A Companhia elabora os cálculos baseado no anexo III da referida IN, para aplicação dos valores
que serão tributados quando do efetivo recebimento, e passou a tributar de acordo com o
Art. 69 da Lei 12.973/14 – que determina adicionar (se negativa), ou excluir (se positiva),
a diferença da apuração do lucro real e da base de cálculo da CSLL, em quotas fixas mensais e durante o prazo restante de vigência do contrato, e Art. 150 da IN 1.515/2014 que
estabelece os critérios e as bases para cálculo do PIS/COFINS. As provisões de PIS / COFINS e IRPJ e CSLL foram calculadas no exercício de 2015, considerando, em sua totalidade, as variáveis de adições e exclusões na definição das bases de cálculos dos referidos
tributos federais. Os montantes de PIS / COFINS diferido, que correspondem às diferença
entre o PIS/COFINS calculado sobre o montante da Receita de Implantação de Infraestrutura, Receita de Operação e Manutenção e Remuneração dos Ativos Indenizáveis, e o
calculado do ano corrente sobre os valores efetivamente recebidos em 2015, adicionando
e ou excluindo as variáveis previstas no Art. 69 da Lei 12.973/2014 e no Art. 84 da IN
1515/2014. Em 2015 a TDG apresentou base de cálculo positiva para fins de apuração do
IRPJ e da CSLL. Essa base também reflete as adições e/ou exclusões previstas no Art. 69
da Lei 12.973/2014 e no Arts. 83 e 84 da IN 1.515/2014. Quanto ao IRPJ e CSLL, os mesmos foram recalculados, os valores provisionados anteriormente foram estornados, de
forma que, em 31 de dezembro de 2015, os saldos refletissem o novo cenário tributário
oriundo da aplicabilidade da nova Lei supracitada. j) Provisões. Provisões são reconhecidas quando a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) resultante de um evento passado, cuja liquidação seja considerada como provável e seu
montante possa ser estimado de forma confiável. A despesa relativa a qualquer provisão é
apresentada na demonstração do resultado. O montante reconhecido como uma provisão
é a melhor estimativa do valor requerido para liquidar a obrigação na data do balanço, levando em conta os riscos e incertezas inerentes ao processo de estimativa do valor da obrigação. k) Outros ativos e passivos. Um ativo é reconhecido no balanço quando for
provável que seus benefícios econômicos futuros serão gerados em favor da Companhia
e seu custo ou valor puder ser mensurado com segurança. Um passivo é reconhecido no
balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado
de um evento passado, sendo provável que um recurso econômico seja requerido para liquidá-lo. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco
envolvido. l) Ajuste a valor presente de ativos e passivos. Os ativos e passivos monetários de longo prazo, e os de curto prazo quando o efeito é considerado relevante em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor
presente. O ajuste a valor presente é calculado levando em consideração os fluxos de caixa
contratuais e a taxa de juros explícita, e em certos casos implícita (consideradas estimativas contábeis), dos respectivos ativos e passivos. Dessa forma, os juros embutidos nas
receitas, despesas e custos associados a esses ativos e passivos são descontados com o
intuito de reconhecê-los em conformidade com regime de competência de exercícios. Posteriormente, esses juros são realocados nas linhas de despesas e receitas financeiras no
resultado por meio de utilização do método da taxa efetiva de juros em relação aos fluxos
de caixa contratuais. Nas datas das demonstrações contábeis, a Companhia não possuía
ajustes a valor presente de montantes significativos. m) Demonstração do valor adicionado. A demonstração do valor adicionado foi preparada de acordo com o CPC 09, e é aplicável somente para companhias abertas e requeridas pela ANEEL para concessionárias do
setor elétrico nas demonstrações contábeis anuais. Entretanto, a Administração da Companhia optou por divulgar a DVA como informação complementar.
5. Caixa e equivalentes de caixa
31.12.2015
31.12.2014
Fundos de caixa
11
11
Bancos conta movimento
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
609
804
Banco do Brasil S.A.
34
113
Caixa Econômica Federal
1
1
Aplicações financeiras
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
13.699
9.051
Banco do Brasil S.A.
2.134
Caixa Econômica Federal
121
Sul América Capitalização S.A.
21
21
Ordens de pagamento emitidas
(103)
(1.526)
14.272
10.730
As aplicações financeiras registradas como equivalentes de caixa, estão representadas
por recursos aplicados, substancialmente, em fundos de investimento de renda fixa, administrados pelo Banco do Nordeste do Brasil S.A.– BNB, cujas rentabilidades tendem a se
igualar à taxa DI, sem vencimento pré-determinado, podendo ser resgatados a qualquer
momento pela Companhia.
6. Concessionários e permissionários
31.12.2015
31.12.2014
Usuários da Rede Básica (a)
2.793
3.263
CCT – Contratos de Conexão de Transmissão (b)
219
192
(a) – Contas a receber oriundas de faturamentos baseados na RAP – Receita Anual Permitida, formalizados por Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST. (b) – Contas a receber oriundas de faturamentos baseados em Contratos de Conexão ao Sistema
de Transmissão.
7. Tributos a compensar
31.12.2014
31.12.2015
Imposto de renda retido na fonte - IRRF
872
584
Imposto de renda da pessoa jurídica IRPJ a recuperar - Art. 69 - Lei 12.973/14
3.532
Contribuição social sobre
o lucro líquido - CSLL - retenções
22
Contribuição social sobre o lucro líquido
- CSLL a recuperar - Art. 69 - Lei 12.973/14
1.369
PIS a recuperar
3
3
COFINS a recuperar
121
121
INSS
9
Outros
23
5.951
708
8. Ativo financeiro da concessão. O Contrato de Concessão n° 04/2010, de 12 de julho
de 2010 celebrado entre a União e a Companhia, com prazo até julho de 2040 regulamenta
a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica da Companhia, onde:
a) a Companhia tem a obrigação contratual de construir, operar e manter a infraestrutura;
b) a vida útil econômica estimada do conjunto dos bens integrantes da infraestrutura é superior ao prazo de concessão; c) a atividade de transmissão é não competitiva; d) a Companhia é interposta entre o Poder Concedente e os usuários; e) a atividade é sujeita à
condição de generalidade (direito de livre acesso) e de continuidade; f) o preço é regulado,
denominado Receita Anual Permitida (RAP), e não há negociação direta com os usuários;
g) os bens são reversíveis ao final da concessão com direito de recebimento de indenização da União; h) as linhas de transmissão são de uso dos geradores, das distribuidoras, dos
consumidores livres, exportadores e importadores. Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão, a Administração entende que estão atendidas as condições para aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 – Contrato de Concessão, a qual
fornece orientações sobre a contabilização das concessões dos serviços públicos e operadores privados, de forma a refletir o negócio de transmissão de energia como ativo financeiro. A infraestrutura recebida ou construída da atividade de transmissão é recuperada
através de dois fluxos de caixa, a saber: (i) parte, através da transmissão de energia efetuada (emissão do faturamento mensal) durante o prazo da concessão; e (ii) parte, como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, esta a ser recebida
diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.Essa indenização
será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda
não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a
continuidade e atualidade do serviço concedido. Os direitos da Companhia decorrentes da
formação do ativo indenizável, investimentos vinculados a concessão de transmissão de
energia elétrica, que serão amortizados até o término da concessão, em julho de 2040,
foram segregados em ativos, circulante e não circulante, em função da expectativa de amortização pela RAP – Receita Anual Permitida. O saldo do ativo circulante está representado
pela parcela baseada no último mês amortizado, para o período de 12 meses. O saldo remanescente é apresentado como ativo não circulante.
31.12.2015
31.12.2014
CircuNão
CircuNão
lante
Circul.
Total
lante
Circul.
Total
Ativo financ. -indenizável
9.562
9.562
- 112.575 112.575
Ativo financ. -amortiz. RAP
4.353
381.285 385.638 17.202 252.964 270.166
4.353
390.847 395.200 17.202 365.539 382.741
Ativo financeiro – Indenizável. Conforme termo final do contrato de concessão, a extinção
da concessão determinará, de pleno direito, a reversão, ao Poder Concedente dos bens
vinculados ao serviço, procedendo-se aos levantamentos e avaliações, bem como à determinação do montante da indenização devida à transmissora, observados os valores e as
datas de sua incorporação ao sistema elétrico. O valor da indenização dos bens reversíveis
será aquele resultante de inventário realizado pela ANEEL ou por preposto especialmente
designado, e seu pagamento será realizado com os recursos do Tesouro Nacional. Ativo financeiro – Amortizável RAP. As concessões das linhas de transmissão de energia da Companhia são remuneradas pela disponibilidade de suas instalações de transmissão,
integrantes da Rede Básica, da Rede Básica de Fronteira e das Demais Instalações de
Transmissão, não estando vinculada à carga de energia elétrica transmitida, mas sim ao
valor homologado pela ANEEL quando da outorga do Contrato de Concessão. A prestação
do serviço público de transmissão se dá mediante o pagamento à transmissora da Receita
Anual Permitida - RAP auferida, a partir da data de disponibilização para operação comercial das instalações de transmissão. Receita Anual Permitida - RAP. Em conformidade com
o Contrato de Concessão n° 04/2010, de 12 de julho de 2010 assinado com a União, por intermédio da ANEEL, foi outorgada à Companhia a concessão do Serviço de Transmissão
de Energia Elétrica, pelo prazo de 30 anos, que consiste na implantação, manutenção e
operação dos empreendimentos descritos na Nota 1. Após a data de assinatura do Contrato,
a Receita Anual Permitida da Companhia é acrescida em função da execução de reforços
e ampliações nas instalações de transmissão, todas autorizadas pela ANEEL. A TDG já implantou reforços na SE Aquiraz, em atendimento à Resolução Autorizativa nº 2.837, de 29
de março de 2011 e está se ultimando os preparativos para implantar os outros reforços,
também na SE Aquiraz, constantes da Resolução Autorizativa nº 4.877, de 14 de outubro de
2014, fazendo jus aos acréscimos correspondentes em sua receita. A Receita Anual Permitida - RAP, é reajustada pelo IPCA, anualmente, conforme descrito no Contrato de Concessão. De acordo com o CPC 37, ICPC-01 e OCPC-05, a receita a ser contabilizada no
resultado da empresa não deverá ser mais a RAP, e sim as receitas com o Ativo Financeiro,
de O&M e de Construção. A RAP continua representando o montante a ser recebido pela
empresa, servindo para amortização do Ativo Financeiro não indenizável.
9. Tributos e contribuições sociais
31.12.2015
31.12.2014
CircuNão
circuNão
lante circulante
lante circulante
Obrigações tributárias
IR da Pessoa Jurídica - IRPJ Corrente
298
IR da Pessoa Jurídica - IRPJ Diferido
11.917
8.967
Contribuição Social sobre
o Lucro Líquido - CSLL Corrente
122
Contribuição Social sobre o
Lucro Líquido - CSLL Diferida
4.290
3.227
PIS
307
38
COFINS
1.403
176
IR retido na fonte – serviços
9
8
PIS/COFINS/CSLL retidos
40
26
ISS retido – Pessoa Jurídica
12
32
16.207
12.194
Obrigações sociais
INSS
102
55
FGTS
7
7
109
62
1.880
16.207
762
12.194
10. Empréstimos e financiamentos
31.12.2014
31.12.2015
CircuNão
circuNão
lante
circulan.
lante
circulan.
• Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.1)
2.429
55.575
1.800
57.976
• Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.2)
2.050
107.374
1.776
91.892
4.479
162.949
3.576
149.868
9.1 – Contrato de abertura de crédito por instrumento particular, no valor de R$ 60.743 mil,
com liberação parcial de R$ 59.761 mil, em 20.12.2012, com a finalidade de implantação das
instalações de transmissão sob responsabilidade da TDG, com as seguintes principais características: a) vencimento final: 30.03.2031; b) encargos financeiros: juros de 9,5% a.a, calculados de forma efetiva e capitalizados mensalmente na data de aniversário e exigíveis
trimestralmente; c) forma de pagamento:192 parcelas, mensais, a partir de 30.04.2015; d)
fundo de liquidez em conta reserva: a TDG fica obrigada a constituir antes da liberação do
crédito e manter por todo o prazo da operação um fundo de liquidez representado por aplicação financeira em conta corrente, denominada conta reserva, correspondente ao montante de R$ 2.332 mil; e) fiadores: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e ATP
Engenharia Ltda. 9.2 – Contrato de abertura de crédito por instrumento particular, no valor
de R$ 119.074 mil, com liberações parciais de R$ 76.000 mil em 17.05.2013 e R$ 18.565
mil em 29.08.2013, com a finalidade de implantação das instalações de transmissão sob
responsabilidade da TDG, com as seguintes principais características: a) vencimento final:
30.10.2032; b) encargos financeiros: juros de 2,94% a.a, calculados de forma efetiva e capitalizados mensalmente, na data de aniversário, e exigíveis trimestralmente; c) forma de pagamento: 228 parcelas, mensais, a partir de 30.11.2013; d) fundo de liquidez em conta
reserva: a TDG fica obrigada a constituir antes da liberação do crédito e manter por todo o
prazo da operação um fundo de liquidez representado por aplicação financeira em conta
corrente, denominada conta reserva, correspondente ao montante de R$ 4.662 mil; e) fiadores: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e ATP Engenharia Ltda.
11. Taxas Regulamentares
31.12.2015
31.12.2014
Quota da Reserva Global de
Reversão – RGR
1.087
862
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
226
21
Fundo Nacional de Desenvolvimento
Ciência e Tecnologia – FNDCT
14
115
MME – Ministério das Minas e Energia
7
11
1.334
1.009
Reserva Global de Reversão – RGR – Encargo do setor elétrico pago mensalmente, com
a finalidade de prover recursos para reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos
de energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, limitado a 3% da
receita anual da concessionária. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico(FNDCT) e Ministério das Minas e Energia
– MME. Programas de reinvestimento exigidos para as concessionárias de energia elétrica,
que estão obrigadas a destinar 1% da sua Receita Operacional Líquida (ROL) para esses
Recife, 15 de abril de 2016
programas. 12. Provisão para litígio. Processo nº. 0037020-88-2013.4.01.3400 (Ação Ordinária). Em março 2013 a ANEEL encaminhou o Ofício no 237/2013-SCT/ANEEL notificando a abertura de processo destinado à execução de garantia vinculada ao contrato de
concessão haja vista sua “expectativa de ocorrência de sinistro” em razão do empreendimento não ter entrado em operação comercial na data limite indicada no respectivo instrumento. A Companhia apresentou manifestação administrativa prévia, onde demonstrou (i)
a ausência de processo administrativo para a constatação da responsabilidade da TDG pelo
atraso no cronograma contratual; (ii) que a garantia contratual não se presta ao pagamento
de multa-sanção, mas sim ao ressarcimento de eventuais prejuízos decorrentes de falha
na execução contratual, que não dispensam apuração e identificação das causas e da autoria; e (iii) a ausência de responsabilidade da TDG pelo atraso no cronograma. Não obstante o alerta manifestado, em 28.06.2013, a ANEEL determinou que a Berkley International
do Brasil Seguros S.A. realizasse o recolhimento à União Federal do valor da garantia, o que
ensejou a interposição de Ação Ordinária em 11.07.2013, com Pedido de Antecipação dos
Efeitos da Tutela, requerendo deferimento de Medida Liminar. Por insistência na execução
da garantia contratual, foi interposto, em 19.07.2013, Agravo de Instrumento com pedido de
efeito suspensivo no Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Em 23.05.2014, foi publicada
no Diário Oficial, a sentença, julgando improcedentes os pedidos formulados pela TDG que,
em sequência, interpôs Recurso de Apelação em 09.06.2014, perdurando os efeitos da decisão liminar concedida pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região em sede de Agravo de
Instrumento, obstando a execução da garantia do Contrato de Concessão até o julgamento
definitivo. Por decorrência, a Companhia impetrou ação contra a ANEEL e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, visando a concessão de medida liminar para que o ONS,
se abstenha de aplicar qualquer desconto da parcela variável do Pagamento Base da autora. Em 05.08.2014, os autos foram remetidos para a Advocacia Geral da União, órgão de
representação da Aneel, para cumprimento do despacho que determinou a intimação das
rés para a especificação das provas que pretendem produzir. A Administração, consubstanciada na opinião dos seus assessores jurídicos, constituiu provisão para o processo,
classificado na condição de perda provável, com o objetivo de evidenciar o suporte ao risco
de eventual decisão desfavorável. 13. Passivo não Circulante – Crédito de acionista –
Chesf. Recursos liberados pela investidora, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Chesf, com a finalidade de cobrir o programa de investimentos. 14. Patrimônio líquido. O
capital social integralizado, em 31 de dezembro de 2015 e 2014, é representado por ações
ordinárias sem valor nominal e está assim composto:
Composição acionária:
Quantidade de ações (mil) - Integralizadas
31.12.2015
31.12.2014
% capital
ATP Engenharia Ltda.
61.193
49.522
51
Companhia Hidro Elétrica do
São Francisco – Chesf
58.793
47.579
49
119.986
97.101
100
15. Receita operacional líquida
31.12.2015
31.12.2014
Receita de implantação de infraestrutura
18.392
44.141
Receita de operação e manutenção
11.941
21.715
Remuneração dos ativos da concessão
9.716
22.554
Outras receitas
4.079
2.870
(-) PIS
(728)
(255)
(-) COFINS
(3.352)
(1.176)
(-) Quota para a Reserva Global de Reversão – RGR
(827)
(778)
(-) CDE - Conta de Desenvolvimento Energético
(54)
(-) PROINFA
(18)
(-) TFSEE - Taxa de Fiscaliza. do Serviço de Energia Elétrica
(73)(18)
(-) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
(110)
(104)
(-) FNDCT - Fundo Nacional de Desenv. Ciência e Tecnologia
(110)
(104)
(-) MME - Ministério das Minas e Energia
(55)
(52)
Receita Operacional Líquida
38.801
88.793
16. Instrumentos financeiros. Em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 14, a
Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros de acordo com a sua
classificação. Os valores dos instrumentos financeiros reconhecidos nas demonstrações
contábeis em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 são equivalentes aos seus valores de
mercado, considerando os critérios de mensuração de cada um. Nessas datas, a Companhia não tinha contratos em aberto envolvendo operações com derivativos. A Companhia
possui os seguintes riscos associados à utilização de seus instrumentos financeiros: • Risco
de mercado - É o risco de que mudanças de mercado, como mudanças nas taxas de juros,
nos preços e na variação do IPCA, poderão afetar as receitas e despesas da Companhia ou
o valor de seus instrumentos financeiros. • Risco de estrutura de capital (ou risco financeiro).
Decorre da escolha entre capital próprio (aportes de capital e retenção de lucros) e capital
de terceiros que a Companhia faz para financiar suas operações. A Companhia segue a estrutura de capital determinada pelos estudos técnicos elaborados para a definição do negócio, bem como pelos limites estabelecidos pelos agentes financeiros. 17. Cobertura de
seguros - A Companhia mantém Seguro Garantia de obrigações públicas na modalidade
“executante construtor” (Grupo Riscos Financeiros) no valor de R$ 12.000 mil (Berkley International do Brasil Seguros S.A.), com vigência de 11.12.2015 a 31.08.2016, referente,
exclusivamente, à construção, operação e manutenção das instalações de transmissão caracterizadas no Anexo 6c do Edital do Leilão n° 005/2009 - ANEEL. A Companhia mantém
ainda, Seguros Garantia de Financiamento para Conclusão de Obras com a Seguradora Liberty International Underwriters, com prazos de vigência de 01.10.2015 a 30.09.2016, no
valor assegurado de R$ 25.491 mil, referente à garantia de indenização dos eventuais prejuízos decorrentes do inadimplemento do tomador, exclusivamente, no que se refere à finalização da implantação da Linha de Transmissão São Luis II, no estado do Maranhão,
conforme Contratos de Financiamento n° 44.2012.3284.4926 e 44.2012.3697.7181. 18.
Evento subsequente – Revisão tarifária - O Contato de Concessão nº 004/2010, de 12 de
julho de 2010, firmado entre a UNIÃO, representada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a TDG, na sua Cláusula Sétima estipula que a cada cinco anos de vigência da concessão a ANEEL procederá à revisão da Receita Anual Permitida – RAP. Em julho
2016 a ANEEL procederá ao cálculo do impacto da revisão da RAP, segundo as regras estipuladas no Contrato de Concessão, que vigorará para os cinco anos seguintes. O impacto
definitivo dessa revisão só será conhecido quando da divulgação de resolução pela Agência, que ocorrerá, provavelmente, no mês de junho próximo. Entretanto, estimativas atuais
da Companhia avaliam que a sua RAP poderá vir a ser reduzida em um percentual em torno
de 18% em relação à RAP vigente para o ciclo 2015/2016.
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE
AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
Aos Administradores da Transmissora Delmiro Gouveia S.A. – TDG.
Examinamos as demonstrações contábeis da Transmissora Delmiro Gouveia S.A. – TDG
(“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015 e as
respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos
de caixa para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas
contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis - A administração da Companhia é responsável pela elaboração
e adequada apresentação dessas demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção
relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes - Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre
essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as
normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de
exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para
obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis,
independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor
considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das
demonstrações contábeis da companhia para planejar os procedimentos de auditoria que
são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a
eficácia desses controles internos da companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação
da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis
continua...