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COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS Washington, D.C. 20549 FORMULÁRIO 20-F DECLARAÇÃO DE REGISTRO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 12(b) OU (g) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 OU RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA LEI DE VALORES MOBILIÁRIOS (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934 Para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016 OU RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 OU RELATÓRIO DE SHELL COMPANY EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 Número de Registro na Comissão: 001-34129 CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (razão social exata da declarante, conforme especificado em seu estatuto social) BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY (tradução da razão social de registro em inglês) República Federativa do Brasil (foro de constituição) Avenida Presidente Vargas, 409, 9o andar, Edifício Herm. Stoltz - Centro, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil (endereço dos principais diretores executivos) Armando Casado de Araujo Diretor Financeiro (CFO) e Diretor de Relações com Investidores (CIRO) (55 21) 2514-6435 - [email protected] Avenida Presidente Vargas, 409, 13º andar, 20071-003 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil (Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato da empresa) Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(b) da Lei: Título de cada classe Nome de cada bolsa de valores em que estão registradas Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por Recibos Depositários Americanos, cada uma representando uma Ação Ordinária Bolsa de Valores de Nova York Ações Ordinárias, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por Recibos Depositários Americanos, cada uma representando uma Ação Preferencial de Classe B Bolsa de Valores de Nova York Ações Preferenciais, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York * Não para negociação, somente em relação ao registro das Ações Depositárias Americanas conforme as exigências da SEC. Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(g) da Lei: Não há.

COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

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Page 1: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DOS ESTADOS UNIDOS

Washington, D.C. 20549

FORMULÁRIO 20-F

DECLARAÇÃO DE REGISTRO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 12(b) OU (g) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934

OU

RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA LEI DE VALORES

MOBILIÁRIOS (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934

Para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016

OU

RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934

OU

RELATÓRIO DE SHELL COMPANY EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE

ACT DE 1934

Número de Registro na Comissão: 001-34129

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. -

ELETROBRAS (razão social exata da declarante, conforme especificado em seu estatuto social)

BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY

(tradução da razão social de registro em inglês)

República Federativa do Brasil

(foro de constituição)

Avenida Presidente Vargas, 409, 9o andar, Edifício Herm. Stoltz - Centro, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil

(endereço dos principais diretores executivos)

Armando Casado de Araujo

Diretor Financeiro (CFO) e Diretor de Relações com Investidores (CIRO)

(55 21) 2514-6435 - [email protected]

Avenida Presidente Vargas, 409, 13º andar,

20071-003 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil

(Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato da empresa)

Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(b) da Lei:

Título de cada classe Nome de cada bolsa de valores em que estão registradas

Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por

Recibos Depositários Americanos, cada uma

representando uma Ação Ordinária

Bolsa de Valores de Nova York

Ações Ordinárias, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York

Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por

Recibos Depositários Americanos, cada uma

representando uma Ação Preferencial de Classe B

Bolsa de Valores de Nova York

Ações Preferenciais, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York

* Não para negociação, somente em relação ao registro das Ações Depositárias Americanas conforme as exigências da SEC.

Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(g) da Lei: Não há.

Page 2: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Títulos aos quais há obrigação de apresentação de relatório em conformidade com o artigo 15(d) da Lei: Não há.

O número de ações em circulação de cada uma das classes de ações de capital ou ações ordinárias da emitente em 31 de dezembro de 2016 era:

1.087.050.297 Ações Ordinárias

146.920 Ações Preferenciais Classe A

265.436.883 Ações Preferenciais Classe B

Assinale com um “x” se a declarante é uma emitente conhecida e de boa reputação, conforme definido na Regra 405 do Lei de

Valores Mobiliários.

Sim Não

Se este relatório for um relatório anual ou de transição, assinale com um “x” se a declarante não é obrigada a apresentar relatórios em

conformidade com o artigo 13 ou 15(d) da Lei de Valores Mobiliários de 1934.

Sim Não

Assinale com um “x” se a declarante (1) apresentou todos os relatórios que devem ser apresentados conforme o Artigo 13 ou 15(d) da

Lei de Valores Mobiliários de 1934 durante os últimos 12 meses (ou outro período menor no qual a declarante foi obrigada a

apresentar os relatórios), e (2) foi submetido às exigências de registro nos últimos 90 dias

Sim Não

Assinale com um “x” se a declarante apresentou eletronicamente e postou em seu site corporativo, se houver, todos os Arquivos de

Dados Interativos que deve ser apresentado e postado nos termos da Regra 405 do Regulamento S-T (§232.405 deste capítulo) durante

os últimos 12 meses (ou outro período no qual a declarante foi obrigada a apresentar e postar os arquivos).

Sim Não

Assinale com um “x” se a declarante é uma Grande Protocolador Acelerado, Protocolador Acelerado, Não Protocolador Acelerado ou

Empresa de Crescimento Emergente. Veja as definições de “grande protocolador acelerado”, “protocolador acelerado”, e “empresa de

crescimento emergente” na Regra 12b-2 da Lei de Valores Mobiliários. (Assinale uma):

Grande protocolador acelerado

Protocolador acelerado

Não protocolador acelerado Empresa de crescimento emergente

Se for uma empresa de crescimento emergente que prepara suas demonstrações financeiras de acordo com o US GAAP, assinale se o

registrante optou por não utilizar o período de transição estendido para cumprir com quaisquer normas contábeis novas ou revisadas*

fornecidas de acordo com a Seção 13(a) da Lei de Valores Mobiliários.

* O termo “normas contábeis novas ou revisadas” refere-se a qualquer atualização publicada pelo Conselho de Normas Contábeis

Financeiras para sua Codificação de Normas Contábeis depois de 5 de abril de 2012.

Assinale com um “x” qual o regime contábil adotado pela declarante para elaborar as demonstrações financeiras incluídas neste registro:

U.S. GAAP IFRS Outro

Assinale com um “x” qual item da demonstração financeira a declarante optou por seguir.

Item 17 Item 18

Se este for um relatório anual, assinale com um “x” se a declarante é uma empresa de gaveta (conforme definido na Regra 12b 2 da

Lei de Valores Mobiliários.).

Sim Não

Page 3: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ÍNDICE Página

ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E CONSULTORES 7

ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA ESPERADO 7

ITEM 3. INFORMAÇÕES PRINCIPAIS 7

ITEM 4. PANORAMA GERAL 34

ITEM 4A. COMENTÁRIOS NÃO RESOLVIDOS DE FUNCIONÁRIOS 96

ITEM 5. REVISÃO OPERACIONAL E FINANCEIRA E PERSPECTIVAS 96

ITEM 6. CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E FUNCIONÁRIOS 128

ITEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 133

ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS 135

ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM EM BOLSA 143

ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS 154

ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE OS RISCOS DE MERCADO 168

ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS, QUE NÃO TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA 169

ITEM 13. INADIMPLEMENTO, DIVIDENDOS A PAGAR E MORA 169

ITEM 14. MODIFICAÇÕES SUBSTANCIAIS NOS DIREITOS DOS DETENTORES DE TÍTULOS E NO USO

DOS RECURSOS 170

ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 170

ITEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 172

ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO CONSELHO FISCAL 172

ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA 172

ITEM 16C. PRINCIPAIS HONORÁRIOS E SERVIÇOS CONTÁBEIS 172

ITEM 16D. ISENÇÃO DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA OS CONSELHOS FISCAIS 173

ITEM 16E. AQUISIÇÕES DE TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA PELO EMITENTE E PELOS

COMPRADORES AFILIADOS 173

ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR CERTIFICADO DA REQUERENTE 173

ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA 173

ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 174

ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 174

ITEM 19. ANEXOS 174

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS F-1

ANEXOS

ANEXO 3.2 ESTATUTOS

ANEXO 8.1 SUBSIDIÁRIAS DA ELETROBRAS

ANEXO 12.1 CERTIFICAÇÃO

ANEXO 12.2 CERTIFICAÇÃO

ANEXO 13.1 CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A

SEÇÃO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002

ANEXO 13.2 CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A

SEÇÃO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002

Page 4: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES

Neste relatório anual, a não ser que seja indicado ou que o contexto requeira, todas as referências a “nós”, “nosso” ou termos

semelhantes se referem a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e suas controladas.Preparamos nossas demonstrações

financeiras anuais consolidadas em conformidade com as Normas Internacionais de Contabilidade (“IFRS”) editadas pelo International Accounting Standards Board (“IASB”).

Para fins estatutários, tais como a apresentação de relatórios aos nossos acionistas localizados no Brasil e a determinação de

pagamentos de dividendos, outras alocações de lucros e responsabilidades fiscais no Brasil, elaboramos também, conforme exigido, as

demonstrações financeiras estatutárias consolidadas e da controladora em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e

com as IFRS editadas pela IASB, que devem apresentadas à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) dentro de três meses após o

encerramento do exercício aprovado pela nossa assembleia ordinária geral de acionistas para cumprir a Lei das Sociedades Anônimas.

Como tivemos que adiar a apresentação das demonstrações financeiras de 2015 e 2014 incluídas neste documento até que

estivéssemos aptos para quantificar os efeitos da Investigação Independente, conforme explicado no Item 4.E “Conformidade”, nossas

demonstrações financeiras aqui incluídas neste documento e nossa demonstração financeira estatutária possuem data diferente de

autorização para emissão, resultando em diversos eventos sendo registrados em períodos diferentes nesses dois conjuntos de

demonstrações financeiras. Como as demonstrações contábeis consolidadas para fins estatutários foram emitidas no Brasil antes da

data em que protocolamos nossos relatórios anuais no Formulário 20-F para 2014 e 2015, esses eventos foram registrados em períodos

diferentes daqueles considerados para fins das demonstrações financeiras incluídas neste documento. Nossas demonstrações

financeiras consolidadas de 2014 e 2015 incluídas neste documento incluem a contabilidade de três eventos subsequentes que

possuem um impacto quantitativo conforme a Norma IAS 10 - Eventos Subsequentes, uma vez que forneceram evidências de

condições que existiram na data do relatório. Em primeiro lugar, nossas demonstrações financeiras de 2014 e 2015 incluídas neste

documento demonstram as conclusões da Investigação Independente que resultaram, respectivamente, em custos de R$ 195,127 e R$

15.996 milhões que foram indevidamente capitalizados aos nossos ativos, e uma reversão das perdas registradas de R$ 132,443 e R$

11.514 milhões, respectivamente. Da mesma forma, em 2014, nós reconhecemos uma perda de R$ 91,464 milhões em nossos

resultados de investimentos pelo método de equivalência patrimonial relativo à SPE Norte Energia S.A., conforme mencionado na

Nota 4.XI das demonstrações financeiras. Em segundo lugar, na época em que apresentamos nossas demonstrações financeiras

estatutárias de 2014 à CVM em 30 de março de 2015, havíamos feito algumas estimativas com relação ao valor de algumas demandas

em face de nós com relação ao componente de inflação nas contingências de empréstimos compulsórios. No quarto trimestre de 2015

houve uma decisão adversa pelo Supremo Tribunal Federal exigindo que revisássemos e acrescentássemos R$ 4,141 bilhões às nossas

estimativas com relação a este assunto. Esta provisão adicional foi registrada como um ajuste de evento subsequente em nossas

demonstrações de 2014 incluídas neste relatório anual. Em terceiro lugar, nossas demonstrações financeiras de 2014 incluídas neste

documento demonstram a reversão de uma provisão de R$ 1,1 que havíamos registrado em nossas demonstrações financeiras

estatutárias de 2015 apresentadas à CVM em virtude da decisão judicial de novembro de 2015 que concedeu o mérito do conflito de

pedido de reembolso de ICMS (imposto sobre circulação de mercadorias e serviços) em favor de nossa subsidiária Amazonas D, como

um ajuste de evento subsequente que trouxe informações sobre fatos e circunstâncias existentes em 31 de dezembro de 2014. Em

nossas demonstrações financeiras estatutárias apresentadas à CVM, demonstramos o segundo e terceiro ajustes acima em nossas

demonstrações financeiras de 2015, sendo o primeiro reconhecido em nossas demonstrações financeiras estatutárias de 2016

apresentadas à CVM. Não consolidamos ou ajustamos nossas demonstrações financeiras de 2014 ou 2015 apresentadas à CVM no

Brasil, que fazem referências às suas respectivas datas de autorização para emissão. Como fizemos alguns ajustes nas nossas

demonstrações financeiras consolidadas de 2014 e 2015 incluídas neste relatório com relação à Investigação Independente e em alguns

eventos subsequentes que foram refletidos em nossas contas estatutárias para 2016, nossas demonstrações financeiras consolidadas

incluídas aqui e para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 também diferem de nossas demonstrações financeiras

estatutárias para esse ano. Como todos os três eventos mencionados acima já estavam refletidos em nossas demonstrações financeiras

estatutárias e nas demonstrações financeiras incluídas neste documento em ou antes de 31 de dezembro de 2016, nosso patrimônio

líquido em 31 de dezembro de 2016 é o mesmo em ambos os conjuntos de demonstrações financeiras.

A tabela a seguir descreve as diferenças entre o Lucro (Prejuízo) de acordo com nossas demonstrações financeiras consolidadas

brasileiras estatutárias protocoladas na CVM e o Lucro (Prejuízo) de acordo com nossas demonstrações financeiras consolidadas

incluídas aqui e para os anos indicados:

Page 5: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

(Milhares de R$)

Lucro (prejuízo) referente ao exercício, conforme

Demonstrações financeiras Estatutárias consolidadas

(Apresentadas à CVM) 3.513.276 (14.953.658 ) (2.962.502 )

Reversão de Impairment Angra III - 2014 (129.799 ) - 129.799

Reversão de Impairment Simplicio - 2014 (2.644 ) - 2.644

Reversão de Impairment Angra III - 2015 (11.514 ) 11.514 -

eventos subsequentes - Empréstimo Compulsório 2015 - 4.141.503 (4.141.503 )

eventos subsequentes - Amazonas Energia - (1.100.499 ) 1.100.499

Resultados da Investigação Angra III 141.313 (11.514 ) (129.799 )

Resultados da Investigação Simplicio 2.644 - (2.644 )

Resultados da Investigação Mauá 3 67.166 (4.482 ) (62.684 )

Resultados da Investigação - Investimento (SPEs) 91.464 - (91.464 )

Total 158.630 3.036.522 (3.195.151 )

Lucro (prejuízo) referente ao exercício, conforme Demonstrações

Financeiras Consolidadas (Apresentadas à SEC) 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )

1

Page 6: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 26 de Setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de 50,9% de participação na CELG - Distribuição S.A.

(“CELG-D”). Adquirimos uma participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017,

celebramos um contrato de compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de

nossas ações da CELG-D. Consolidamos as demonstrações financeiras da CELG-D a partir de 1º de outubro de 2014, 2015 e 2016,

mas, em dezembro de 2015 e 2016, contabilizamos a CELG-D como ativos mantidos para venda em nosso balanço patrimonial

consolidado e, consequentemente, limitamos os efeitos a longo prazo da depreciação e amortização desses ativos a partir de 31 de

dezembro de 2015.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as

concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de

dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Caso não privatizemos as empresas de

distribuição até 31 de dezembro de 2017, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com

base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros. Em 20 de abril de 2016, o Ministério

de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento da remuneração referente aos ativos de

transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas Instalações da Rede Básica Existente (RBSE) e outras

Instalações de Transmissão (RPC), que não tenham sido amortizadas ou depreciadas, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº

12.783/2013. Em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6 bilhões como remuneração com relação aos ativos RBSE e RPC.

Para mais informações, ver “Item 5 - Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Principais Fatores que Afetam Nosso

Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.

Em 6 de abril e 9 de setembro de 2016, o Governo Federal, como acionista controlador, aprovou AFACs nos montantes de R$ 1.000

milhões e R$ 970 milhões, respectivamente. Utilizamos esses recursos para cobrir despesas de capital para 2016, conforme previsto

em nosso orçamento. Em 22 de novembro de 2016, o Governo Federal aprovou um AFAC adicional no montante de R$ 963,1

milhões, que utilizamos para a implementação do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021.

Neste relatório anual, o termo “Brasil” se refere à República Federativa do Brasil e a expressão “Governo Brasileiro” se refere ao

governo federal do Brasil. O termo “Banco Central” se refere ao Banco Central do Brasil. Os termos “real” e “reais” e o símbolo

“R$” se referem à moeda legal do Brasil. O termo “dólar norte-americano” e “dólares norte-americanos” e o símbolo “U.S.$” se

referem à moeda legal dos Estados Unidos da América.

Alguns valores neste documento foram submetidos a ajustes de arredondamento. Correspondentemente, os valores demonstrados

como totais em algumas tabelas podem não representar a soma aritmética dos valores que os precedem.

Os termos contidos neste relatório anual possuem os seguintes significados:

AFAC: Adiantamento para Futuro Aumento de Capital;

Amazonas Energia, empresa com atividades de geração, transmissão e distribuição no Estado do Amazonas até 2015, quando

nossos acionistas aprovaram sua cisão corporativa em Amazonas D e Amazonas GT;

Amazonas D ou Amazonas Distribuição: Amazonas Distribuidora de Energia S.A, subsidiária de distribuição da Eletrobras com

atividades no Estado do Amazonas;

Amazonas GT ou Amazonas Energia Geração e Transmissão: Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A., subsidiária de

geração e transmissão da Eletrobras com atividades no Estado do Amazonas;

ANDE: Administración Nacional de Electricidad;

2

Page 7: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;

Tarifa ou taxa média: receita total de vendas dividida pelo total de Mwh vendidos para cada período relevante, incluindo

eletricidade não faturada. Receita total de vendas, para fins de cálculo da tarifa ou taxa média, incluindo o faturamento bruto

antes da dedução do Imposto de Valor Adicionado - IVA e outros impostos e vendas de eletricidade não faturada sobre as quais

impostos ainda não tenham sido contabilizados;

Rede Básica: linhas de transmissão interconectadas, barragens, transformadores de energia e equipamentos com voltagem

equivalente ou superior a 230 kV, ou instalações com voltagem inferior, conforme determinado pela ANEEL;

BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social;

Boa Vista Energia; Boa Vista Energia S.A., uma empresa de distribuição operando na cidade de Boa Vista, no Estado de

Roraima;

Lei Anticorrupção Brasileira: Lei nº 12.846/2013 e Decreto nº 8.420/2015;

Legislação Societária Brasileira: Lei Nº 6.404 de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada;

Taxa de Capacidade: as taxas para compras ou vendas com base na capacidade firme contratada consumida ou não;

Conta CCC: Conta de Consumo de Combustível;

CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado;

CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;

Conta CCE: Conta de Desenvolvimento Energético;

CEAL: Empresa Energética de Alagoas, uma empresa de distribuição operando no Estado de Alagoas (Ceal);

CELG-D: CELG-Distribuição S.A., ex-subsidiária de distribuição da Eletrobras;

Cepel: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica;

CEPISA: Empresa Energética de Piauí, uma empresa de distribuição operando no Estado de Piauí (Cepisa);

CERON: Centrais Elétricas de Rondônia, uma empresa de distribuição operando no Estado de Rondônia (Ceron);

CGTEE: Empresa de Geração Térmica de Energia Elétrica, subsidiária de geração da Eletrobras;

Chesf: Empresa Hidro Elétrica do São Francisco, subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;

CMN: Conselho Monetário Nacional, a maior autoridade responsável pela política monetária e financeira do Brasil;

CNEN: Comissão Nacional de Energia Nuclear S.A.;

CNPE: Conselho Nacional de Política Energética, o órgão consultivo do Presidente da República do Brasil para elaboração de

políticas e diretrizes no setor de Energia;

Concessionárias ou Empresas Concessionárias: empresas às quais o Governo Brasileiro transfere direitos para fornecer serviços

de energia elétrica (geração, transmissão, distribuição) para uma região específica em conformidade com os acordos celebrados

entre as empresas e o Governo Brasileiro nos termos da Lei nº 8.987 (de fevereiro de 1995), conforme alterada, e Lei do Setor

de Energia (em conjunto, as “Leis de Concessão”);

CVM: Comissão de Valores Mobiliarios;

Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de abastecimento de grade e sua entrega aos

consumidores por meio do sistema de distribuição. A eletricidade chega aos consumidores tais como consumidores residenciais,

pequenas indústrias, propriedades comerciais e utilidades públicas em uma voltagem de 220/127 volts;

Distribuidor: entidade que fornece energia elétrica para um grupo de consumidores por meio de uma rede de distribuição;

DOJ: departamento de justiça dos EUA;

Lei Regulatória de Eletricidade: Lei No 10,848 (Lei do Setor Elétrico), promulgada em 15 de março de 2004, conforme

alterada, que regula as operações de Empresas no setor elétrico;

Eletroacre: Empresa de Eletricidade de Acre, empresa de distribuição com atividades no Estado do Acre (Eletroacre);

Eletrobras Participações S.A., uma subsidiária holding criada para realizar investimentos em ações;

Eletrobras: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras;

Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;

3

Page 8: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Eletronuclear: Eletrobras Termonuclear S.A., subsidiária de geração da Eletrobras;

Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;

Taxa de Energia: a taxa variável para compras ou vendas com base na eletricidade real consumida;

Lei de Crimes Ambientais: Lei Nº 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, conforme alterada;

Consumidor Final (usuário final): qualquer parte que utiliza eletricidade para suas próprias necessidades;

FND: Fundo Nacional de Desestatização;

Consumidores Livres: consumidores que foram conectados ao sistema após 8 de julho de 1995 e possuem uma demanda

contratada acima de 3 MW em qualquer nível de voltagem; ou consumidores que foram conectados ao sistema antes de 8 de

julho de 1995 e possuem uma demanda contratada acima de 3 MW em nível de voltagem superior ou equivalente a 69 kV;

Mercado Livre ou ACL: Ambiente de Contratação Livre;

Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;

GCE: Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica;

Gigawatt (GW): um bilhão de watts;

Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora, ou um bilhão de watt-horas;

Alta voltagem: classe de voltagem de sistema nominal equivalente ou superior a 100.000 volts (100 kVs) e inferior a 230.000

volts (230 kVs);

Unidade de Usina Hidrelétrica ou Instalação Hidrelétrica ou Energia Hidráulica (HPU): unidade geradora que utiliza energia

hidráulica para impulsionar o gerador elétrico;

IFRS: Normas Internacionais de Contabilidade expedidas pelo Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade;

IGP-M: Índice Geral de Preços-Mercado, semelhante ao índice de preços-varejo;

Investigação Independente: investigação interna independente realizada pelo escritório de advocacia Hogan Lovells US LLP

com o objetivo de avaliar a existência potencial de irregularidades, incluindo violações da Lei de Práticas de Corrupção no

Exterior dos EUA de 1977 (FCPA), Lei Anticorrupção Brasileira e Código de Ética;

Capacidade Instalada: o nível de eletricidade que pode ser entregue de uma unidade geradora particular com base em carga

total contínua conforme as condições específicas designadas pelo fabricante;

Sistema Interconectado Nacional ou SIN: Sistema Interligado Nacional, sistemas ou redes para a transmissão de energia,

conectados em conjunto por meio de um ou mais vínculos (linhas e/ou transformadores);

Sistema Isolado: instalações de geração não conectadas ao SIN;

Itaipu: Itaipu Binacional, usina de geração hidrelétrica pertencente igualmente ao Brasil e ao Paraguai;

Kilovolt (kV): 1.000 volts;

Kilowatt (kW): 1.000 watts;

Kilowatt-hora (kWh): um kilowatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora;

Investigação da Lava Jato: ver Item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relativos à nossa Empresa,”

Item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Brasil,” Item 4.E “Conformidade,” Item 5

“Revisão e Perspectiva Operacional e Financeiro”, Item 15 “Controles e Procedimentos” e Item 18 “Demonstrações

Financeiras”;

Megawatt (MW): um milhão de watts;

Megawatt-hora (MWh): um megawatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora, ou um milhão de watt-horas;

Empresa de Economia Mista: nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, Empresa com acionistas do setor público e privado,

controladas pelo setor público;

MME: Ministério de Minas e Energia;

Lei de Política Ambiental Nacional: Lei Nº 6.938 de 31 de agosto de 1981, conforme alterada;

Região Nordeste: Estados do Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Sergipe;

4

Page 9: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Odebrecht: Odebrecht S.A., conglomerado brasileiro que presta serviços de engenharia e construção de infraestrutura;

ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico;

Lei do Setor de Energia: Lei Nº 9.074 de 7 de julho de 1995, conforme alterada;

Procel: Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica;

Proinfa: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia;

Mercado Regulado ou ACR: Ambiente de Contratação Regulada;

Fundo RGR: Reserva Global de Reversão, reserva que administramos, financiada por consumidores e proporcionando

compensação a todas as concessionárias pela não renovação ou expropriação de suas concessões utilizadas como fontes de

fundos para expansão e melhoria do setor de energia elétrica;

Taxa SELIC: taxa overnight oficial do governo aplicada aos fundos negociados por meio da compra e venda de títulos da dívida

pública estabelecidos pelo sistema especial de custódia e liquidação;

Usinas Hidrelétricas Pequenas ou PCHs: Pequena Central Hidrelétrica, usinas hidrelétricas com capacidade de 1 MW a

30 MW;

Subestação: conjunto de equipamentos que muda e/ou altera ou regula a voltagem de eletricidade em um sistema de transmissão

e distribuição;

TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;

Unidade de Usina Termoelétrica ou Energia Termoelétrica (TPU): unidade geradora que utiliza combustíveis tais como carvão,

petróleo, gás natural diesel ou outro hidrocarboneto como fonte de energia para impulsionar o gerador elétrico;

Transmissão: transferência em bloco de eletricidade de instalações de geração ao sistema de distribuição em uma estação central

de carga por meio da grade de transmissão (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525 kV);

TWh: Terawatt-hora (1.000 Gigawatts-hora);

U.S. GAAP: Práticas Contábeis Adotadas nos Estados Unidos;

Fundo UBP: Fundo de Uso de Bem Público;

Volt (V): unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada; e

Watt: unidade básica de energia elétrica.

DECLARAÇÃO CAUTELAR SOBRE INFORMAÇÕES PROSPECTIVAS

Este relatório anual inclui algumas informações prospectivas, incluindo declarações sobre as nossas intenções, opiniões ou

expectativas atuais ou de nossos diretores em relação aos, dentre outros, nossos planos financeiros, tendências que afetem nossa

situação financeira ou resultados de operações e ao impacto de futuros planos e estratégias. Essas declarações prospectivas estão

sujeitas a riscos, incertezas e contingências, incluindo, dentre outros:

condições gerais econômicas, regulatórias, políticas e comerciais no Brasil e no exterior;

flutuações da taxa de juros, inflação e valor do real em relação ao dólar norte-americano;

alterações nos volumes e padrões de uso de eletricidade pelo consumidor;

condições competitivas nos mercados de geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil;

os efeitos da concorrência;

nosso nível de dívida e capacidade de obter financiamento;

a probabilidade de recebermos pagamento em relação às contas a receber;

alterações na precipitação e níveis de água nos reservatórios utilizados para rodagem de nossas usinas de geração de energia

hidrelétrica;

nossos planos de despesas financeiras e de capital;

nossa capacidade de atender aos nossos consumidores de modo satisfatório;

5

Page 10: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

regulamentos governamentais existentes e futuros sobre taxas de eletricidade, uso de eletricidade, concorrência em nossa área de

concessão e outras questões;

nossa capacidade de executar nossa estratégia comercial, incluindo nossa estratégia de crescimento;

adoção de medidas pelas autoridades concedentes em relação aos nossos contratos de concessão;

alterações em outras leis e regulamentos, incluindo, dentre outros, aqueles que afetem questões fiscais e ambientais;

ações futuras que possam ser tomadas pelo Governo Brasileiro, nosso acionista majoritário;

o resultado das Investigações de corrupção em andamento e novos fatos ou informações que possam surgir em relação à

investigação da Lava Jato, ou quaisquer outras investigações de corrupção no Brasil, incluindo os efeitos contábeis, legais, de

reputação e políticos;

o resultado de nossos processos fiscais, civis e outros processos legais, incluindo ações coletivas ou execução ou outros

processos iniciados por autoridades da administração pública e órgãos regulatórios; e

outros fatores de risco estabelecidos no “Item 3.D, Fatores de Risco.”

As declarações prospectivas referidas acima também incluem informações relacionadas aos nossos projetos de expansão de

capacidade que se encontram em fase de planejamento e desenvolvimento. Além dos riscos e incertezas acima, nossos projetos

potenciais de expansão envolvem riscos de engenharia, de construção, riscos regulatórios e outros riscos relevantes, que podem:

atrasar ou impedir a conclusão satisfatória de um ou mais projetos;

elevar os custos dos projetos; e

resultar no insucesso pelas fábricas de operar e gerar receitas de acordo com nossas expectativas.

Os termos “presumir”, “pode”, “deverá”, “estimar”, “continuar”, “antecipar”, “pretender”, “esperar” e termos semelhantes têm por

objetivo identificar declarações prospectivas. Não assumimos nenhuma obrigação pela atualização, em caráter público, ou revisão das

declarações prospectivas em decorrência de novas informações, eventos futuros ou de outro modo. Em decorrência destes riscos e

incertezas, as informações prospectivas, eventos e circunstâncias discutidos neste relatório anual podem não ocorrer. Nossos

resultados efetivos e desempenho podem diferir significantemente daqueles previstos em nossas declarações prospectivas.

6

Page 11: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

PARTE I

ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E CONSULTORES

Não aplicável.

ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA ESPERADO

Não aplicável.

ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES

Contexto

As tabelas abaixo apresentam nossos dados financeiros selecionados referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2016,

2015, 2014, 2013 e 2012. Nossos dados financeiros selecionados a partir de 31 de dezembro de 2016 e 2015 e para cada ano nos três

exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 foram obtidos a partir de nossas demonstrações financeiras consolidadas, as quais

aparecem em outras disposições deste relatório anual elaboradas em conformidade com as IFRS, editadas pelo IASB. Nós também

revisamos nossos dados contábeis selecionados referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012 como resultado de do ajuste

refletido nos ativos e passivos de remensuração do valor presente dos pagamentos mínimos de leasing. Nós não apresentamos as

demonstrações financeiras consolidadas e os dados contábeis relacionados para refletir a adoção da IFRS 11 de 1 de janeiro de 2013,

eles não são comparáveis às nossas demonstrações financeiras consolidadas e aos dados contábeis referentes aos exercícios findos em

31 de dezembro de 2016, 2015, 2014 e 2013. Na sequência da conclusão da primeira fase da Investigação Independente em outubro de

2016, destinada a identificar atos ilícitos que tiveram um efeito material nas demonstrações financeiras da Empresa, continuamos a

implementar procedimentos de conformidade. Para esta segunda fase da Investigação Independente, em abril de 2017, celebramos um

novo contrato temporário com a Hogan Lovells US LLP e com os membros da Comissão Independente (conforme definido abaixo).

Com base nos resultados até agora, nós não esperamos que esses procedimentos adicionais tenham impacto relevante sobre nossas

demonstrações financeiras em períodos futuros.

Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Adquirimos essa

participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de

compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de nossas ações da CELG-D.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as

concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de

dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Quando determinarmos as condições para

essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com base na IFRS 5. O

efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.

Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento da

remuneração referente aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas como instalações

da RBSE e RPC, que não tenham sido amortizadas ou depreciadas, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013. Em 31 de

dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6 bilhões como remuneração com relação aos ativos RBSE e RPC. Para mais informações,

ver “Item 5 - Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Principais Fatores que Afetam Nosso Desempenho Financeiro -

Pagamento de RBSE de Transmissão”.

Os parágrafos a seguir discutem algumas características importantes da apresentação dos dados contábeis selecionados e nossas

demonstrações financeiras consolidadas. Essas características devem ser consideradas na avaliação dos dados contábeis selecionados.

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Page 12: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A. Dados Financeiros Selecionados

Dados Selecionados do Balanço Patrimonial Consolidado Em 31 de dezembro de

2016 2015 2014 2013 2012

(em milhares de reais)

Ativos:

Caixa e equivalente de caixa 679.668 1.393.973 1.407.078 3.597.583 2.501.515

Títulos e valores mobiliários 5.497.978 6.842.774 3.730.345 6.095.908 6.352.791

Clientes 4.402.278 4.137.501 4.427.216 3.587.282 4.082.695

Ativos financeiros de contratos de

concessão 2.337.513 965.212 3.437.521 1.168.002 318.293

Empréstimos e financiamentos 3.025.938 3.187.226 2.696.021 2.838.503 2.611.830

Direitos de ressarcimento 1.657.962 2.265.242 3.673.639 10.910.073 7.302.160

Indenizações - Lei nº 12.783 - - 3.738.295 3.476.495 8.882.836

Ativos mantidos para venda 4.406.213 4.623.785 - - - Outros Recebíveis 7.265.102 6.021.683 7.441.078 7.405.987 9.817.716

Total do ativo circulante 29.272.652 29.437.396 30.551.193 39.079.834 41.869.836

Total de ativos não-circulantes 141.226.777 120.049.383 113.926.357 99.514.556 100.784.392

Total de ativos 170.499.429 149.486.779 144.477.550 138.594.389 142.654.228

Passivos e Patrimônio Líquido:

Passivos circulantes 31.138.510 28.099.643 19.284.008 25.620.305 25.232.091

Passivo não-circulante 95.295.992 79.806.543 71.540.193 51.396.788 49.352.870

Capital social 31.305.331 31.305.331 31.305.331 31.305.331 31.305.331

Outra participação acionária 12.759.596 10.275.262 22.348.018 30.271.965 36.763.936

Total de Passivo e patrimônio líquido 170.499.429 149.486.779 144.477.550 138.594.389 142.654.228

Participação de acionistas não controladores (138.543 ) (352.792 ) 308.949 195.198 196.648

8

Page 13: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Dados selecionados da Demonstração de Resultado Consolidada Dos exercícios findos em 31 de dezembro

2016 2015 2014 2013 2012

(em milhares de R$)

Receita operacional líquida 60.748.853 (1) 32.588.838 30.137.807 23.835.644 28.014.296

Custos/Despesas Operacionais (45.842.328 ) (42.612.287 ) (33.786.137 ) (29.215.079 ) (27.652.911 )

Resultados da investigação - (15.996 ) (195.127 ) - - Resultado Financeiro (5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625 376.684 1.839.213

Resultado/(perda) antes das participações

societárias e outros investimentos 8.977.214 (11.738.470 ) (3.148.832 ) (5.002.751 ) 2.200.598

Resultado das participações societárias e outros

investimentos 3.205.511 531.446 (1.308.304 ) 177.768 612.202

Resultado antes dos efeitos da Lei nº 12.783 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.824.983 ) 2.812.800

Efeitos - Lei nº 12.783 - - - - (10.085.380 )

Resultado antes de imposto de renda e

contribuição social 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.824.983 ) (7.272.580 )

Imposto de Renda e Contribuição social (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 ) (1.366.678 ) 490.642

Resultado referente ao exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 ) (6.191.661 ) (6.781.938 )

Atribuível aos acionistas controladores 3.584.529 (11.405.085 ) (6.226.206 ) (6.186.949 ) (6.735.202 )

Atribuível aos acionistas não controladores 87.377 (512.051 ) 68.553 (4.712 ) (46.736 )

Resultado por ação (Básico) 2,65 (8,43 ) (4,60 ) (4,57 ) (4,98 )

Resultado por ação (Diluído) 2,62 (8,43 ) (4,60 ) (4,57 ) (4,98 )

(1) Nossa receita operacional líquida para 2016 inclui R$ 28,6 bilhões atribuíveis ao pagamento de RBSE de transmissão descrito

no “Item 5 - Revisão e Perspectiva Operacional e Financeira - Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro -

Pagamento de RBSE de Transmissão”.

A Lei das Sociedades Anônimas e os nossos estatutos estabelecem que devemos pagar aos nossos acionistas dividendos obrigatórios

equivalentes a, pelo menos, 25% do nosso rendimento líquido ajustado referente ao exercício fiscal anterior. Além disso, os nossos

estatutos nos exigem que demos: (i) às ações preferenciais classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% a cada ano, sobre

o capital relacionado a essas ações; e (ii) às ações preferenciais classe “B” que tiverem sido emitidas em ou após 23 de junho de 1969

prioridade na distribuição de dividendos, a 6% a cada ano, sobre o capital relacionado a essas ações. Além disso, as ações

preferenciais deverão receber um dividendo de pelo menos 10% superior sobre o dividendo pago pelas ações ordinárias. Para obter

mais informações sobre pagamentos de dividendos e circunstâncias nas quais os pagamentos de dividendos não podem ser feitos,

consulte “Fatores de Risco - Riscos

9

Page 14: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relacionado às nossas Ações e ADS - Você pode não receber pagamentos de dividendos se incorrermos prejuízos líquidos ou nossa

receita líquida não alcançar certos níveis.”

A tabela abaixo estabelece nossos dividendos propostos referentes aos períodos indicados:

Ano

2016 2015(1) 2014(1)

(R$)

Ações ordinárias - - - Ações Preferenciais Classe A 2,17825658673 (2) - -

Ações Preferenciais Classe B 1,63369244005 (2) - -

(1) Nas demonstrações financeiras de e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, não propusemos dividendos; no entanto,

em nossa 55ª Assembleia de Acionistas realizada em 30 de abril de 2015, aprovamos o pagamento de dividendos relativos ao

saldo da reserva de lucros de R$ 26 milhões a favor de nossos acionistas preferenciais classe A e acionistas preferenciais classe

B. Esse valor foi pago em 2015.

(2) Dividendo proposto pela nossa administração. Nossa Assembleia Geral de Acionistas realizada em 28 de abril de 2017 aprovou

o ajuste desses valores entre 1º de janeiro de 2017 e a data de pagamento (que poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2017) pela

variação da taxa SELIC.

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Page 15: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela abaixo estabelece um resumo de dividendos/juros sobre capital declarado por ação para os períodos apresentados, no prazo

declarado.

Dividendo por Ação

Declarado Pago(1) Declarado Pago(1)

Em 31/12/2011 Em 29/05/2012 Em 31/12/2012 Em 20/09/2013

R$ US$ R$ US$ R$ US$ R$ US$

Ordinária 1,231779162 2,310571353 0,399210837 0,195356416 0,399210837 0,195356416 1,280047007 0,641820601

Preferencial A 2,178256581 4,085973695 2,178256581 1,065944008 2,178256581 1,065944008 2,263612588 1,134984250

Preferencial B 1,633692440 3,064480279 1,633692440 0,799458008 1,633692440 0,799458008 1,697709445 0,851238189

Declarado Pago(1) Declarado Pago(1) (2)

Em 31/12/2013 Em 29/05/2014 Em 31/12/2014 Em 30/06/2015

R$ US$ R$ US$ R$ US$ R$ US$

Ordinária 0,39921083663 0,17640779347 0,39921083663 0,17640779347 0,00 0,00 0,00 0,00

Preferencial A 2,17825658673 0,96255262339 2,17825658673 0,96255262339 0,00 0,00 0,10384693436 0,03340311183

Preferencial B 1,63369244005 0,72191446754 1,63369244005 0,72191446754 0,00 0,00 0,10384693436 0,03340311183

Declarado Pago Declarado(2)

Em 31/12/2015 2016 Em 31/12/2016

R$ US$ R$ US$ R$ US$

Ordinária - - - - - -

Preferencial A - - - - - -

Preferencial B - - - - - -

(1) Ajustado pela variação da taxa SELIC.

(2) Nas demonstrações financeiras de e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, não propusemos dividendos; no entanto,

em nossa 55ª Assembleia Geral de Acionistas realizada em 30 de abril de 2015, aprovamos o pagamento de dividendos relativos

ao saldo da reserva de lucros de R$ 26 milhões a favor de nossos acionistas preferenciais classe A e acionistas preferenciais

classe B. Esse valor foi pago em 2015.

Controles de Câmbio e Taxas de Câmbio

O sistema de câmbio brasileiro autoriza a compra e venda de moeda estrangeira e a transferência internacional de reais por qualquer

pessoa física ou jurídica, independentemente do valor, sujeito aos procedimentos regulatórios.

Desde 1999, o Banco Central permite a livre flutuação da taxa de câmbio real/dólar norte-americano, e desde então, a taxa de câmbio

real/dólar norte-americano tem flutuado consideravelmente. Em 2011, o real se desvalorizou 12,6% em relação ao dólar norte-

americano. Em 2012, o real se desvalorizou 8,9% em relação ao dólar-norte americano. Em 2013, o real se desvalorizou 14,6% em

relação ao dólar-norte americano. Em 2014, o real se desvalorizou 11,8% em relação ao dólar-norte americano. Em 2015, o real se

desvalorizou 31,0% em relação ao dólar norte-americano. Em 2016, o real se valorizou 18,0% em relação ao dólar norte-americano.

No passado, o Banco Central interveio ocasionalmente para controlar a instabilidade nas taxas de câmbio.

Não podemos prever se o Banco Central ou o Governo Brasileiro continuará a permitir que o real flutue livremente ou intervirá no

mercado da taxa de câmbio por meio de um sistema de banda cambial ou de outro modo. Não podemos garantir que o real não

continuará a se valorizar ou desvalorizar relevantemente em relação ao dólar norte-americano no futuro próximo.

A tabela abaixo define o encerramento do exercício, cotações de venda médias, altas e baixas publicadas pelo Banco Central expressas

em reais por U.S.$ referentes aos exercícios e datas indicados.

Reais por dólar-americano

Encerramento do Exercício Fim do período Média Baixa Alta

31 de dezembro de 2011 1,8758 1,6746 1,5345 1,9016

31 de dezembro de 2012 2,0435 1,9550 1,7024 2,1121

31 de dezembro de 2013 2,3426 2,1605 1,9528 2,4457

31 de dezembro de 2014 2,6562 2,3547 2,1974 2,7403

31 de dezembro de 2015 3,9048 3,3387 2,5754 4,1949

31 de dezembro de 2016 3,2591 3,4851 3,1193 4,1557

11

Page 16: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela abaixo define o encerramento do período, cotações de venda de mercado de câmbio/mercado comercial altas e baixas

publicadas pelo Banco Central expressas em reais por US$ referentes aos períodos e datas indicados.

Reais por dólar-americano

Mês Fim do período Média Baixa Alta

Janeiro de 2017 3,1270 3,1966 3,1270 3,2729

Fevereiro de 2017 3,0993 3,1042 3,0510 3,1479

Março de 2017 3,1684 3,1279 3,0765 3,1735

Abril de 2017 (até 25 de abril de 2017) 3,1577 3,1261 3,0923 3,1577

A lei brasileira estabelece que, sempre que houver um desequilíbrio grave no saldo de pagamentos do Brasil ou houver motivos graves

para prever um desequilíbrio grave, poderão ser impostas restrições temporárias sobre as remessas de capital estrangeiro para o

exterior. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará essas medidas no futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco -

Riscos Referentes ao Brasil.”

Atualmente mantemos nossos livros e registros financeiros em reais. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará

essas medidas no futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Brasil.” Ver “Item 8, Informações Contábeis.”

B. Capitalização e Endividamento

Não aplicável.

C. Causas para Oferta e Uso de Receitas

Não aplicável.

D. Fatores de Risco

Riscos Relacionados à Nossa Empresa

Como uma empresa estatal envolvida em diversos projetos de infraestrutura no Brasil, nós ou nossos empregados podemos ser

acusados, na mídia ou em outros meios, de aceitar pagamentos ilegais.

Em decorrência de nossa listagem na Bolsa de Nova Iorque (NYSE), estamos sujeitos à U.S. Foreign Corrupt Practices Act (conforme

alterada) de 1977, ou FCPA, e às exigências de divulgação em conformidade com a U.S. Lei de Valores Mobiliários de 1934. Além

disso, estamos sujeitos a diversas legislações anticorrupção que entraram em vigor recentemente no Brasil. Em 2009, a Polícia Federal

iniciou uma investigação denominada “Operação Lava Jato” (a “investigação da Lava Jato”) a qual, de acordo com as fontes oficiais,

é uma investigação sobre a existência de um esquema de corrupção alegado envolvendo empresas brasileiras com atividades em

diversos setores da economia brasileira. Desde 2014, o Ministério Público Federal concentrou parte de sua investigação em

irregularidades envolvendo as empreiteiras e fornecedores de estatais e encobriu um grande esquema de pagamento que envolveu

diversos participantes. Além das acusações criminais no Brasil, a Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos (“SEC”) e o

Departamento de Justiça (“DoJ”) também iniciaram uma investigação em relação à investigação da Lava Jato e um grupo de

requerentes nos Estados Unidos iniciou uma ação pública contra nós em conformidade com a U.S. Securities Laws. Em decorrência

dessas ações, a mídia brasileira e a CVM começaram a questionar algumas sociedades de propósito específico e outras operações entre

nós e empreiteiras terceirizadas referidas na investigação da Lava Jato.

Embora nenhuma acusação criminal tenha sido movida diretamente contra nós no âmbito da investigação da Lava Jato, o Ministério

Público Federal investigou irregularidades envolvendo alguns funcionários, empreiteiros e fornecedores da Empresa, bem como certos

empreiteiros e fornecedores de sociedades de propósito específico (“SPEs”) nas quais nós detemos participações acionárias

minoritárias, envolvidas na construção de usinas de geração de energia elétrica.

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Page 17: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Como resposta às alegações de atividades ilegais aparecendo nos meios de comunicação em 2015 relativas às empresas que prestaram

serviços para nossa subsidiária Eletronuclear (especificamente, a usina de energia nuclear “Angra 3”), bem como para determinadas

SPEs nas quais detemos uma participação minoritária, o nosso Conselho de Administração, embora não seja obrigado a fazê-lo,

contratou o escritório de advocacia Hogan Lovells US LLP em 10 de junho de 2015 para realizar uma investigação independente

interna com o propósito de avaliar a possível existência de irregularidades, incluindo as violações da FCPA, da Lei Anticorrupção

brasileira e do nosso código de ética. A Investigação Independente centrou-se na identificação de possíveis atividades ilegais que

poderiam ter impacto nas nossas demonstrações financeiras e estava sujeita à supervisão por uma Comissão Independente para Gestão

da Investigação, cuja criação foi aprovada pelo nosso Conselho de Administração em 31 de julho de 2015 (a “Comissão

Independente”). A Comissão Independente era composta pela Sra. Ellen Gracie Northfleet, juíza aposentada do Supremo Tribunal

Federal, Sr. Durval José Soledade Santos, ex-diretor da CVM, e pelo Engenheiro Sr. Manoel Jeremias Leite Caldas. A Investigação

Independete foi concluída. No entanto, continuamos a realizar procedimentos adicionais relacionados com a investigação, a fim de

melhorar os nossos controles internos, bem como rever e avaliar qualquer outra informação que vem à tona como parte da

investigação da Lava Jato que está em andamento. Para esta segunda fase, celebramos um contrato temporário com a Hogan Lovells

US LLP. Também fizemos uma mudança na Comissão Independente devido ao escopo dos procedimentos adicionais; e um membro,

o Sr. Manuel Jeremias Leite Caldas, foi substituído pelo Sr. Júlio Sergio Cardozo, um conhecido especialista em contabilidade.

A Eletrobras, a Hogan Lovells e a Comissão Independente têm acompanhado rigorosamente as investigações e cooperado com as

autoridades brasileiras e norte-americanas, incluindo, a Justiça Federal, o Ministério Público Federal ou “MPF”; a CVM; o Conselho

Administrativo de Defesa Econômica ou “CADE”, o DoJ e a SEC, dentre outros, e têm respondido às solicitações de informação e

documentos dessas autoridades. Nas instâncias onde a Comissão Independente identificou contratos onde irregularidades podem ter

ocorrido. Avaliamos esses contratos e investigações internas e, quando aplicável, suspendemos esses contratos. Também tomamos

medidas administrativas em relação aos empregados e diretores envolvidos nas atividades identificadas pela Investigação

Independente, incluindo, quando aplicável, a suspensão ou demissão de empregados.

Em 29 de abril de 2015, a Polícia Federal iniciou a “Operação Radioatividade” sob a 16ª fase da investigação da “Lava Jato”, que

resultou na prisão do ex-diretor de nossa subsidiária Eletronuclear. Esse ex-diretor foi condenado a 43 anos de prisão pelo juiz da 7ª

Vara Federal do Estado do Rio de Janeiro, por corrupção passiva, lavagem de dinheiro, obstrução de justiça, evasão fiscal e

participação em organização criminosa. Em 6 de julho de 2016, a Polícia Federal iniciou a “Operação Pripyat”, na qual a Polícia

Federal entregou mandados de captura emitidos pelo juiz da 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro contra cinco ex-diretores, os

diretores que já haviam sido suspensos pelo nosso Conselho de Administração, bem como outras por outras partes. As acusações

formais de corrupção, lavagem de dinheiro e obstrução de justiça foram instauradas contra esses ex-diretores pelo Ministério Público

Federal em 27 de julho de 2016. Em 7 de abril de 2017, a 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro revogou a sentença de prisão

preventiva contra estes agentes com base no fato de eles terem desempenhado um papel pequeno em qualquer possível esquema de

corrupção. Continuamos a auxiliar a ação nesses processos penais. Para mais informações sobre acusações penais apresentadas contra

nós, ver o fator de risco intitulado “- Podemos incorrer prejuízos e gastar tempo e dinheiro defendendo litígios pendentes e processos

administrativos.”

Não podemos garantir que não estaremos sujeitos às ações penais ou outras ações civis anticorrupção ajuizadas em conformidade com

a lei norte-americana ou brasileira, se forem descobertos atos ilegais ou falhas regulatórias. As ações futuras potenciais relacionadas à

anticorrupção ajuizadas contra nós podem resultar em acusações contra nós ou membros de nossa administração, multas e penalidades

relevantes, danos à reputação, distração de nossos negócios em andamento e outros efeitos prejudiciais graves imprevistos.

Temos investigado eventos supostamente incompatíveis com nossos padrões de ética e integridade. A não detecção ou resolução,

em tempo hábil, de eventos desta natureza pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossos resultados de operações e situação

financeira.

Nossos negócios, incluindo o vínculo com terceiros, são regidos por princípios éticos. Atualizamos recentemente o nosso Código de

Ética e adotamos diversos compromissos de conduta e políticas internas (tais como diretrizes para conformidade com a Política

Anticorrupção) que têm por objetivo orientar as partes interessadas, tais como administração, empregados e empreiteiras e reforçar

nossos princípios e normas de comportamento ético e conduta profissional.

Estamos sujeitos ao risco de que os empregados e administração, seja das nossas Empresas ou das Empresas de propósito específico

(SPEs) nas quais detemos participações acionárias, nossas empreiteiras ou qualquer pessoa que negocie conosco se envolva em

atividades fraudulentas, corrupção ou suborno, e descumpra nossos controles e procedimentos internos, por meio de, a título de

exemplo, desapropriação ou manipulação de nossos ativos para benefício pessoal ou comercial em nosso detrimento. Este risco é

intensificado pelo fato de que nós conduzimos a maioria de nossas operações por meio de controladas, SPEs ou consórcios sob os

quais não detemos o controle corporativo. Embora possuímos diversos sistemas implantados para identificação, controle e atenuação

desses riscos, nossos sistemas são relativamente novos podem não ser eficazes em todas as circunstâncias.

Page 18: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As conclusões ou suspeitas de violações desses princípios podem resultar em atrasos no projeto, investigações, custos e despesas

elevados, menor ênfase de administração sobre nossos negócios em andamento e menores níveis de receitas e lucros dos projetos

afetados. Além disso, alguns contratos de financiamento celebrados para o desenvolvimento de nossas fábricas, alguns dos quais são

garantidos por nós, contém cláusulas de antecipação que podem ser acionadas em caso de inadimplemento. Em caso de

inadimplemento, alguns desses contratos de financiamento podem ser antecipados. Os inadimplementos ou a antecipação desses

contratos de financiamento podem também conceder aos outros credores o direito de antecipação nos termos das disposições de

inadimplemento. Correspondentemente, a antecipação desses contratos de financiamento pode também afetar prejudicialmente nossos

resultados de operações e situação financeira. Para mais informações sobre possíveis inadimplementos, conforme nossas obrigações

de financiamento e mercado de capital, ver o fator de risco intitulado “- Possuímos passivos relevantes e estamos sujeitos a restrições

de liquidez de curto prazo, que podem dificultar a nossa obtenção de financiamento para nossos investimentos planejados e ter um

efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.”

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Page 19: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Não podemos garantir que os funcionários e a administração, seja de nossas empresas ou das SPEs nas quais detemos participação, ou

parceiros e terceiros, cumprirão nossos princípios éticos. O descumprimento - efetivo ou considerado - desses princípios ou das

obrigações de governança ou obrigações regulatórias aplicáveis pode prejudicar nossa reputação, limitar nossa capacidade de obter

financiamento e, de outro modo, ter um efeito prejudicial grave sobre nossos resultados de operações e condição financeira.

Se não estivermos aptos a sanar a fraqueza material em nossos controles internos, a confiabilidade de nossos relatórios

financeiros e a elaboração de nossas demonstrações financeiras consolidadas podem ser afetadas prejudicialmente.

Em conformidade com os regulamentos da SEC, nossa administração, conselho fiscal e auditores internos avaliam a eficácia de nossos

controles e procedimentos de elaboração de relatórios, incluindo a eficácia de nosso controle interno sobre os relatórios

financeiros. Nossos controles internos sobre os relatórios financeiros têm por objetivo fornecer segurança razoável com relação à

confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração das demonstrações financeiras consolidadas para fins externos em

conformidade com os princípios contábeis adotados. Em decorrência da avaliação por nossa administração da eficácia de nossa

divulgação, controles e procedimentos em 2016, nossa administração determinou que esses controles e procedimentos não foram

eficazes devido a fraquezas materiais em nossos controles internos sobre os relatórios financeiros. As fraquezas materiais identificadas

foram:

1 - Não mantivemos um ambiente de controle efetivo, especificamente em relação à falta de ações corretivas oportunas

relacionadas a anos anteriores;

2 - Não mantivemos controles adequados sobre a elaboração das demonstrações financeiras e divulgações correlatas,

incluindo a falta de uma análise cronológica adequada e reconciliações da Amazonas D e Furnas;

3 - Não mantivemos controles internos eficazes em relação ao controle adequado dos investimentos em Sociedades de

Propósito Específico (SPEs), incluindo a incapacidade de identificar e monitorar a execução física e financeira dos projetos de

investimento relevantes avaliados sob o método de equivalência patrimonial, a revisão da falta de condições técnicas e financeiras

relacionadas aos contratos de construção antes do processo de licitação, a análise adequada das propostas feitas pelos fornecedores e a

falta de avaliação e acompanhamento do progresso e do orçamento dos projetos; e

4 - Não implementamos integralmente os controles internos do Programa de Conformidade e Prevenção da Corrupção e

Risco, considerando os requisitos da legislação norte-americana (FCPA) e da Lei Anticorrupção Brasileira; incluindo um canal de

denúncia eficaz devido a controles de integridade inadequados.

Se nossos esforços para remediar as fraquezas materiais não forem satisfatórios, podemos não relatar nossos resultados de operações

para períodos futuros de modo preciso e em tempo hábil e não apresentar nossos registros obrigatórios aos órgãos públicos, incluindo

a SEC. Há também o risco de possíveis erros contábeis em nossos relatórios financeiros, e não estamos certos de que no futuro não

existirão ou não serão descobertas outras fraquezas materiais. Qualquer dessas ocorrências pode ter um efeito prejudicial grave sobre

nossos negócios e resultados operacionais, podendo gerar reações mercadológicas negativas que possivelmente levem ao declínio no

preço de nossas ações, ADS e títulos de dívida.

Além disso, em decorrência da investigação da Lava Jato, nossas fraquezas materiais sobre os relatórios financeiros podem resultar

em uma situação na qual, se um ato ilícito viesse a ocorrer, nossos sistemas e controles internos poderiam não ser suficientes para que

a ação viesse ao conhecimento de nossa administração.

As possíveis investigações da SEC e do DoJ com relação à possibilidade de violação da U.S. Foreign Corrupt Practices Act podem

nos afetar de modo relevante. Violações desta ou de outras leis podem exigir que paguemos multas e penalidades, adotemos

medidas corretivas e concordemos com o monitoramento pós-liquidação, podendo expor a nós e a nossos funcionários a sanções

criminais e ações civis.

Em janeiro de 2017, assinamos contratos de tolling com a SEC e DoJ, concordando em estender o estatuto de limitações em relação a

eventuais violações. Em relação à possível investigação pela SEC ou pelo DoJ, pode não haver garantir de que não seremos obrigados

a pagar multas ou conceder outras facilitações financeiras, ou anuência a liminares ou ordens de conduta futuras ou sofrer outras

penalidades, incluindo a adoção de outras medidas corretivas e concordar com o monitoramento pós-liquidação, qualquer um dos

quais poderia ter um efeito adverso significativo sobre nós.

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Page 20: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A investigação da Lava Jato ainda está em andamento e novas informações podem ser divulgadas. Assim, nossas estimativas

podem estar sob ou superestimadas, o que poderia acarretar na reapresentação de nossas demonstrações financeiras e causar um

impacto adverso relevante em nossos resultados operacionais e condição financeira. Isso poderia impactar o valor de mercado de

nossos títulos.

Considerando que a investigação da Lava Jato ainda está em andamento, talvez tenhamos que fazer ajustes em alguns itens de nossas

demonstrações financeiras caso as investigações levem à descoberta de diferenças materialmente relevantes entre os valores

contabilizados nesses itens.

Nossas investigações internas sobre as acusações feitas como parte da investigação da Lava Jato têm por objetivo identificar possíveis

pagamentos ilegais e outros atos ilícitos que possam ter ocorrido em projetos nos quais nós e nossas controladas detemos participação

acionária, diretamente ou por meio das sociedades de propósito específico. Uma das possíveis consequências de pagamentos ilegais

aos consórcios de empreiteiros, fornecedores ou outros prestadores de serviços seria a capitalização de montantes indevidos nos

lançamentos contábeis relativos a quaisquer projetos afetados.

Em outubro de 2016, a Investigação Independente concluiu a primeira fase da investigação com o objetivo de identificar quaisquer

atos ilegais que possam resultar em distorções materiais em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Nessa etapa, a

investigação identificou casos de superfaturamento relativos a processos fraudulentos decorrentes do uso de subornos e propinas pagos

por alguns fornecedores e contratados de algumas de nossas controladas e SPE contratadas desde 2008. Para mais informações sobre a

Investigação Independente, ver “Informações sobre a Empresa-E. Conformidade”.

Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande conglomerado brasileiro de

construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta dos

políticos a que se referiam esses acordos. Outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à

jurisdição dos tribunais inferiores.

Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual temos participação

minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas. A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a

monitorar os acordos de delação premiada tornados públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa sobre o

desenvolvimento da investigação da Lava Jato.

Para determinar o impacto financeiro a ser reconhecido em nossas demonstrações financeiras consolidadas, a administração levou em

consideração as conclusões alcançadas e resultados identificados na Investigação Independente, bem como as conclusões alcançadas e

resultados identificados até o presente pelos Procuradores da investigação da Lava Jato. Como a investigação da Lava Jato ainda está

em andamento e o Ministério Público Federal pode levar um tempo considerável para concluir sua investigação, novas informações

podem surgir no futuro, o que pode resultar em distorções materiais em nossas demonstrações financeiras e nos fazer ajustar alguns

itens de linha.

Os resultados operacionais e financeiros das controladas e SPEs e consórcios nos quais investimos podem afetar nossas

estratégias, resultados de operações e condição financeira.

Realizamos nossos negócios principalmente por meio de nossas controladas, SPEs e consórcios, nos quais participamos e que foram

criados especificamente para participar em leilões públicos de concessões nos segmentos de geração e transmissão. Geralmente,

utilizamos SPEs quando celebramos parcerias para explorar novos empreendimentos. Para os fins da Regra 3-09 do Regulamento S-X,

as SPEs que mantêm os projetos de Santo Antônio e Jirau foram consideradas controladas significantes referentes ao exercício findo

em 31 de dezembro de 2014. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, nenhuma subsidiária com controle minoritário

cumpriu o critério de subsidiária significativa do Regulamento SX ou da Regra 3-09 e, para o exercício findo em 31 de dezembro de

2016, a CTEEP, companhia de transmissão na qual detemos participação minoritária, foi considerada uma subsidiária significativa.

Nossa capacidade de cumprir nossas obrigações financeiras está, portanto, relacionada em parte ao fluxo de caixa e receitas de nossas

controladas, SPEs e consórcios e a distribuição ou outra transferência das receitas a nós na forma de dividendos, empréstimos ou

outros adiantamentos e pagamentos. Considerando a diminuição relevante nas tarifas de geração e transmissão nos últimos anos e as

atuais condições macroeconômicas adversas no Brasil, os resultados operacionais e financeiros dessas controladas, SPEs e consórcios

podem ser afetados prejudicialmente.

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Page 21: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, como não controlamos a administração das SPEs ou consórcios, suas práticas administrativas podem não estar alinhadas

com as nossas, o que pode resultar na imposição de sanções ou penalidades. A deterioração nos resultados de operações ou condição

financeira das SPEs ou consórcios ou as sanções ou penalidades impostas podem ter um efeito negativo sobre nossos resultados de

operações ou condição financeira. Para padronizar a administração das SPEs nas quais detemos participações acionárias,

desenvolvemos um modelo de governança corporativa uniforme que estamos implantando atualmente em todas as nossas controladas,

que terá por objetivo seguir este modelo quando elas investirem em SPEs ou consórcios futuros. Se o modelo de governança

corporativa não for totalmente implantado, podemos não estar totalmente protegidos contra possíveis penalidades ou sanções que

podem ser impostas às SPEs ou consórcios para conduta futura, o que poderia, por sua vez, resultar em dano de reputação e efeitos

prejudiciais sobre nossos resultados de operações e condição financeira.

Algumas de nossas controladas, SPEs ou consórcios estão, ou poderão futuramente estar, sujeitas aos contratos de empréstimo que exigem

que o endividamento dessas controladas, SPEs ou consórcios junto a nós esteja sujeito ao endividamento conforme os contratos de

empréstimo. Nossas controladas, SPEs e consórcios são pessoas jurídicas individuais. Qualquer direito que possamos ter de receber ativos de

qualquer subsidiária ou SPE ou outros pagamentos durante a sua liquidação ou reconstituição estará efetivamente sujeito às demandas dos

credores daquela subsidiária operacional, SPE ou consórcios (incluindo autoridades fiscais, credores comerciais e credores das controladas),

exceto à medida que sejamos um credor da subsidiária operacional, SPE ou consórcios em questão, caso em que nossos direitos ainda

estariam subordinados a qualquer garantia nos ativos dessa subsidiária operacional, SPE ou consórcio, e a dívida de tal subsidiária

operacional, SPE ou consórcio sênior para a participação que detemos.

Devido à duração do prazo exigido para implementar nosso programa de conformidade, podemos estar sujeitos a sanções e

penalidades relacionados à execução da FCPA e da Lei Anticorrupção.

Em meados de 2014, nosso Conselho de Administração aprovou nosso Plano de Implementação do Programa de conformidade, em

conformidade com (i) a Lei Anticorrupção, e (ii) as leis e regulamentos norte-americanos aplicáveis às Empresas com títulos elencados na

NYSE, tais como a FCPA. De acordo com nossas políticas, todos os empregados, administração, sócios e terceiros nossos e de nossas

controladas devem seguir todas as leis e regulamentos anticorrupção aplicáveis, no Brasil ou no exterior. Em 22 de dezembro de 2014, nossa

Diretoria Executiva aprovou o nosso Manual de Conformidade referente às leis Anticorrupção. Cada uma de nossas controladas nomeou

Gerentes e Assistentes de Conformidade que em conjunto formam a Comissão Diretiva de Conformidade do grupo Eletrobras.

Em dezembro de 2015, atualizamos o nosso Manual de Conformidade. Em agosto de 2016, nosso Conselho de Administração criou a

Diretoria de Conformidade para tratar especificamente de questões relacionadas à gestão de riscos corporativos, controles internos e

integridade corporativa. O Conselho elegeu a Sra. Lucia Casasanta para exercer a nova função de Conformidade. Nosso Conselho de

Administração e Diretoria Executiva monitoram a implementação do nosso programa de conformidade, avaliando avanços e retrocessos.

Estamos implementando nosso programa de conformidade no âmbito do “Programa Eletrobras 5 Dimensões”, com base nas

orientações para as empresas estatais emitidas pelo Ministério da Transparência Fiscal e Controle (CGU), em cumprimento ao

Decreto nº 8.420/2015. Considerando a complexidade da implementação deste tipo de programa, este pode não estar totalmente em

operação até o início de 2018. O Programa Eletrobras 5 Dimensões inclui: (i) o compromisso do nosso Conselho de Administração de

implementar totalmente o programa de conformidade, a existência da função de Diretor de Conformidade, bem como os relatórios

periódicos dele ao Conselho de Administração e ao Conselho Fiscal (com a função de Comissão de Auditoria) relacionados aos

procedimentos de conformidade em andamento; (ii) o desenvolvimento de um programa de avaliação de riscos de corrupção para

identificar e proteger as áreas de uma Empresa no setor de energia que estejam mais susceptíveis à corrupção; (iii) diretrizes formais

para conformidade com nossa Política Anticorrupção, análise das políticas e procedimentos de compras; (iv) treinamento dos

empregados, membros da administração e do Conselho Fiscal das diretrizes e integração do Código de Ética e Compromissos de

Conduta, incluindo a formalização dos procedimentos para mitigar o risco de corrupção e treinamento de nossos empregados em

relação ao nosso procedimento de conformidade e aos riscos de corrupção; e (v) implementação de um canal de denúncias

independente, auditorias internas anuais para avaliar nossa conformidade, incluindo a implementação de auditoria para terceiros e

realização de inquérito pessoal ao nomear os membros de seu Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal.

No final de 2016, atualizamos nosso Código de Ética e Conduta.

Até a implementação do programa em sua totalidade, ou se o programa não identificar corrupção ou fraude, após sua implementação,

ou se não remediarmos de modo satisfatório quaisquer questões decorrentes no futuro, podemos estar expostos a prejuízos financeiros,

restrições à oferta de títulos ou responsabilidade civil e criminal nos Estados Unidos e no Brasil.

A renovação de nossas concessões em conformidade com a Lei no 12.783/2013 ou Lei no 13.182/2015, pode afetar

prejudicialmente nossos resultados da condição financeira e operações.

O Governo Brasileiro promulgou a Lei Noº 12.783/2013, ou Lei Noº 12.783, para regular os termos e condições para renovação de

concessões para geração e transmissão de eletricidade com término previsto entre 2015 e 2017. Lei nº12.783 estabelece que as

Empresas podem, apenas uma vez, renovar suas concessões de geração, transmissão e distribuição para outro período de trinta anos,

contanto que elas aceitem algumas condições estabelecidas pela ANEEL, tais como as tarifas revisadas a serem calculadas pela

ANEEL, e atendam às normas de qualidade da agência.

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Page 22: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 4 de dezembro de 2012, renovamos as concessões de geração e transmissão com término previsto entre 2015 e 2017 de nossas

controladas Chesf, Eletronorte, Eletrosul e Furnas para outro período de 30 anos, em conformidade com a Lei Noº 12.783. Ao fazê-lo,

aceitamos a aplicação das tarifas anuais para geração e transmissão (Receita Anual Permitida) como remuneração pela operação e

manutenção de nossas atividades de geração e transmissão em conformidade com as Diretivas do MME Nº 578 e 579, ambas

promulgadas em 2012.

Além disso, o Governo Brasileiro promulgou a Lei Nº 13.182/2015 para regular os termos para a renovação, por outro período de 30

anos, das concessões de geração, incluindo as usinas hidrelétricas de Sobradinho e Itumbiara. Em 3 de novembro de 2015, a Chesf

renovou a concessão da usina hidrelétrica de Sobradinho. Para que a Furnas possa renovar a concessão da Usina Hidrelétrica de

Itumbiara por um novo período de 30 anos a partir de 27 de fevereiro de 2020, ela terá de seguir certas condições previstas na Lei nº

13.182/2015, em parte alterada pela Lei nº 13.299/2016. A lei estabeleceu que o fornecimento para contratos celebrados pela Furnas

em leilões deve começar em 1º de janeiro de 2016 e terminar em 26 de fevereiro de 2035, sujeito a reduções anuais graduais da

energia fornecida por esses contratos de 27 de fevereiro de 2030 a fevereiro 26, 2035, quando toda a garantia física da usina de

Itumbiara será alocada ao regime de cotas estabelecido pela Lei nº 12.783. Além disso, de acordo com a legislação vigente, a energia

não vendida pela usina de Itumbiara estará sujeita, a partir de 27 de fevereiro de 2020, ao regime de quotas estabelecido pela Lei nº

12.783. Furnas aprovou a renovação da concessão da usina hidrelétrica de Itumbiara, no entanto, o preço de referência estabelecido

pela lei poderá não ser atraente para os consumidores em futuros leilões a serem realizados até dezembro de 2019 para a contratação

da garantia física. Na data deste relatório anual, a Furnas realizou quatro leilões para vender energia produzida pela usina de

Itumbiara, em 19 de janeiro de 2016, 7 de novembro de 2016, 16 de dezembro de 2016 e 21 de fevereiro de 2017, vendendo parte, mas

não todo, do volume total disponível. Não podemos garantir que a legalidade da Lei Nº 13.182/2015 e da Lei Nº 13.299/2016 não será

questionada, e que todas as condições necessárias para tornar a renovação da concessão da Itumbiara em um projeto economicamente

viável serão cumpridas, o que poderia afetar negativamente nossos resultados operacionais e nossa situação financeira.

O valor dos pagamentos a serem recebidos após a renovação de nossas concessões, cujo término estava previsto entre 2015 e 2017,

pode não ser suficiente para cobrir nossos investimentos nessas concessões. Além disso, somos incapazes de estimar quando e em

quais termos os pagamentos em relação às concessões de geração serão efetuados.

Em relação às nossas concessões de geração e transmissão, ao aceitar a renovação das concessões, cujo término estava previsto entre

2015 e 2017, aceitamos pagamentos como compensação para a parte não amortizada e não desvalorizada de nossos ativos com relação

às concessões. Em 31 de dezembro de 2016, em conformidade com a Lei Nº 12.783, fomos contemplados com os pagamentos totais

de R$ 36,6 bilhões em relação às nossas concessões de transmissão. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que

Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.

Em 20 de abril de 2016, a MME promulgou a Instrução nº 120, que regula as condições de recebimento dos pagamentos referentes aos

ativos de transmissão da RBSE e que estabelece que os valores homologados pela ANEEL referentes a esses ativos deverão ser

incorporados na Base de Remuneração Regulatória, acrescida da remuneração pelo custo do patrimônio líquido de 1º de janeiro de

2013 a julho de 2017, quando o processo tarifário será realizado para incluir tais pagamentos e, a partir dessa data, a compensação

desses ativos será determinada através do WACC, o custo médio ponderado do capital, definido pela ANEEL, até a data efetiva do

pagamento. O WACC é calculado como uma média entre o custo de capital próprio dos acionistas e de terceiros, que é o custo das

dívidas financeiras.

Os valores relacionados à RBSE, uma vez atualizados e pagos, serão adicionados às Receitas Anuais Permitidas (RAPs) dos projetos

relevantes que foram renovados em 2012, a partir da revisão tarifária de 2017, acrescidos de compensação pelo custo do capital

próprio mencionado acima. As parcelas de compensação e depreciação serão definidas de acordo com as metodologias da Revisão

Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Ativos Regulatórios será

depreciada considerando a vida útil residual dos ativos, e será atualizada com base no índice IPCA. A partir do processo tarifário de

2017, a compensação por meio da aplicação do WACC será aplicável por um período de oito anos.

No entanto, certas associações de consumidores de energia questionaram legalmente esses aumentos, alegando que esses encargos

seriam impróprios, especialmente no que se refere à compensação pelo custo do capital, e que essas diferenças deveriam ser pagas

com recursos públicos e não repassadas aos consumidores. No caso de os consumidores terem sucesso em seus processos e serem

capazes de rever total ou parcialmente a cobrança desses montantes, nossos resultados financeiros podem ser afetados de maneira

adversa. Em 10 de abril de 2017, foi concedida uma injunção parcial a favor dessas associações, a fim de excluir a tarifa que as

associações tiveram de pagar em relação à compensação prevista pela Portaria MME 120/2016. Se a injunção parcial permanecer em

vigor, a ação deve ser decidida contra nós e/ou novos processos judiciais podem ser interpostos por outras associações de

consumidores do mercado regulado, com o Governo Brasileiro não assumindo a obrigação de pagar por esses créditos, e poderemos

não receber o valor total dos ativos contabilizados em nossa demonstração financeira, ou talvez seja necessário fazer uma provisão

contábil. A ANEEL ainda não definiu os critérios para a indenização de ativos de geração, os quais podem ser inferiores ao valor

solicitado por nós.

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Page 23: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O valor das tarifas revisadas que calculamos como parte da renovação das concessões dentro do âmbito da Lei nº 12.783 com base

em nossas despesas, custos e receitas esperadas pode ser inferior às tarifas que eventualmente receberemos.

A Lei Nº 12.783 determina, dentre outros, as tarifas a serem cobradas por concessionárias com base nos custos de operação e

manutenção, encargos, taxas e pagamentos para uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Ao aceitarmos a renovação de nossas

concessões antecipadamente, fizemos algumas suposições sobre os ativos da Furnas, da Chesf, da Eletronorte e da Eletrosul que

podem não se materializar ao longo do tempo, particularmente em relação às reduções de custos planejadas. Em decorrência disto, as

tarifas que nossas controladas receberão dentro do prazo podem ser inferiores ao previsto, podem não cobrir os valores efetivamente

investidos, ou podem somente ser pagas após uma quantidade significante de tempo, que podem afetar prejudicialmente nossos

resultados das operações e condição financeira.

De acordo com as regras vigentes para a revisão tarifária das concessões de geração e transmissão, poderemos não receber o valor

total para nos compensar pelos custos incorridos com relação à operação e manutenção dessas concessões e quaisquer despesas

relacionadas a esses ativos.

No Brasil, o modelo regulatório adotado para as empresas de transmissão é baseado no modelo tradicional inglês de preço/receita. De

acordo com este modelo, a ANEEL determina as receitas a serem cobradas pelas empresas, que devem cobrir quaisquer custos de

capital, operação e manutenção considerados eficientes. Como é o caso das empresas de distribuição, os mecanismos de regulação das

empresas de transmissão são a revisão tarifária, que ocorre a cada cinco anos, e o reajuste tarifário anual, que é um ajuste monetário

das tarifas cobradas. Estes mecanismos dependem do contrato de concessão de cada empresa. No momento da revisão tarifária, o

objetivo da ANEEL é recalcular os custos de operação e manutenção eficientes do sistema administrado pela empresa de transmissão.

Empresas com altos custos operacionais comparadas a empresas similares só recebem compensação parcial.

Compete também à ANEEL determinar as receitas a serem cobradas pelas empresas geradoras, detentoras de ativos com contratos de

concessão renovados ou decorrentes de leilões de concessões (ambos casos de acordo com a Lei nº 12.783). A Receita de Geração

Anual (RGA) é o valor a que as empresas geradoras têm o direito de fornecer a garantia física de uma usina hidrelétrica. A RAG é

calculada considerando os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, compensação e amortização da usina

hidrelétrica, sendo reajustada anualmente, além de ser revisada a cada 5 anos.

De acordo com a regulamentação vigente, para reconhecer os investimentos necessários para manter a adequada prestação de serviços, a

ANEEL determinou que as empresas geradoras devem apresentar planos de investimentos a cada 5 anos, a serem aprovados pela Agência,

para que a compensação comece a ser paga após o início das operações da usina. No entanto, a ANEEL está promovendo uma revisão desta

metodologia, que consiste em estabelecer um montante regulatório para cobrir investimentos em melhorias, a serem incluídos na receita fixa

da concessão. Esta receita será então ajustada anualmente, sem a necessidade de um processo de revisão tarifária.

Se nossas empresas de transmissão não atuarem corretamente ou a ANEEL optar por manter o atual processo de revisão das receitas

de transmissão, estaremos expostos à possibilidade de não sermos devidamente compensados pelos custos e despesas dos

investimentos nesses ativos. Isso pode afetar nossos resultados operacionais e nossa condição financeira. Caso isso não ocorra, o risco

de não ter nossos investimentos devidamente remunerados pela ANEEL permanecerá e poderá afetar adversamente nossos resultados

operacionais e condição financeira.

Não há garantias de que nossos contratos de concessão existentes serão renovados e, em caso positivo, em quais termos.

Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição conforme os contratos de concessão celebrados entre o Governo

Brasileiro através da ANEEL.

O Governo Brasileiro pode renovar as concessões existentes que não foram renovadas em conformidade com a Lei Nº 12.783 e

Lei Nº 13.182/2015, por um período adicional de 30 anos, sem necessidade de realizar um novo processo de licitação pública. Se

solicitarmos uma renovação, o Governo Brasileiro poderá renovar a concessão em termos menos favoráveis. Isto se aplica

aproximadamente a 41% de nossos ativos corporativos de geração e 9,1% de nossos ativos corporativos de transmissão, exceto as

usinas de Itaipu e nossas usinas de energia nuclear, Angra I e Angra II.

Considerando o critério do Governo Brasileiro em relação à renovação de concessões, podemos enfrentar concorrência considerável

durante o processo de renovação. Consequentemente, não podemos garantir que nossas concessões serão renovadas ou se serão

renovadas em termos semelhantes.

A cada cinco anos, as garantias físicas de nossas plantas podem ser reavaliadas e podemos incorrer em custos adicionais para

comprar energia para cumprir os acordos existentes, o que poderia reduzir nossas receitas.

A Portaria MME nº 622/2016 publicou e abriu em consulta pública o Relatório de Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia e os

Valores Revistos de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas operando no SIN. Os impactos para o nosso grupo

podem provocar alterações nas garantias físicas totais do sistema que ainda estão em análise, uma vez que o resultado da consulta pública

ainda não foi divulgado. Esperamos que o processo seja concluído em 2017 e que a revisão seja aplicada a partir de 2018. As possíveis

mudanças na garantia física em 2018 podem afetar nossas usinas da seguinte forma: Boa Esperança (redução de 5%), Complexo Paulo

Afonso - Moxotó (redução de 5%); Corumbá I (decréscimo de 5%); Curuá-Una (redução de 3,3%); Funil (redução de 5%); Furnas (redução

de 2,8%); Itumbiara (redução de 5%); Sobradinho (redução 5%); Tucuruí I e II (redução de 3,2%), entre outros.

18

Page 24: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A redução da garantia física, especialmente para aquelas que ainda não tiveram suas concessões renovadas, poderia impactar nossas

receitas e aumentar nossas despesas devido à necessidade de compra de energia para cumprir com os contratos de compra e venda já

em vigor.

O valor de títulos da dívida pública que podemos receber em troca de nossos créditos na Itaipu pode ser inferior ao valor dos

créditos.

A Lei Nº 12.783 autorizou o Governo Brasileiro a adquirir os créditos que detemos em face da Itaipu em decorrência de nosso

financiamento da construção da usina hidrelétrica de Itaipu em troca dos títulos da dívida pública mobiliária de um valor

equivalente. Caso o Governo Brasileiro adquira esses créditos, o valor dos títulos da dívida pública transferidos a nós no futuro podem

ser inferiores ao valor de nossos créditos na Itaipu e pode afetar prejudicialmente nossos resultados das operações e condição

financeira.

Somos controlados pelo Governo Brasileiro, cujas políticas atuais e prioridades afetam diretamente nossas operações e podem

entrar em conflito com os interesses de nossos investidores.

O Governo Brasileiro, na qualidade de acionista majoritário, exerce influência relevante sobre a orientação estratégica de nossos

negócios. O Governo Brasileiro também está investido de poderes para nomear sete dos dez membros de nosso Conselho de

Administração e, por meio deles, a maioria dos diretores executivos responsáveis por nossa administração diária. Além disso, o

Governo Brasileiro atualmente detém a maioria de nossas ações com direito a voto. Consequentemente, o Governo Brasileiro detém a

maioria de votos em nossas assembleias de acionistas, estando, assim, investido de poderes para aprovar a maioria das matérias

previstas por lei, incluindo: (i) a venda total ou parcial das ações de nossas controladas ou afiliadas; (ii) aumento de nosso capital

social; (iii) determinação de nossa política de distribuição de dividendos, à medida que atenda à distribuição de dividendos mínima

prevista por lei; (iv) emissões de títulos no mercado nacional e internacional; (v) cisões e fusões corporativas; (vi) permutas de nossas

ações ou outros títulos; e (vii) resgate de classes diferentes de nossas ações, independente da aprovação por titulares das ações e

classes que estejam sujeitas ao resgate.

Nossas operações impactam o desenvolvimento comercial, industrial e social promovido pelo Governo Brasileiro. Portanto, podemos

incorrer custos ou nos envolver em operações que podem não necessariamente atender aos interesses de nossos outros investidores.

Nós temos responsabilidades relevantes e estamos expostos a restrições de liquidez de curto prazo, que poderiam dificultar a nossa

obtenção de financiamento para nossos investimentos planejados e afetar prejudicialmente nossos resultados das operações e

condição financeira.

Para financiar as despesas de capital necessárias para atender aos objetivos de crescimento em longo prazo, nós incorremos um valor

de dívida relevante. Como nosso fluxo de caixa das operações nos últimos anos não tem sido suficiente para financiar nossas despesas

de capital, serviço de dívida e pagamento de dividendos, nossa dívida aumentou significantemente desde 2012. Em 2016,

conseguimos reduzir nossa dívida em 1,7% para R$ 45.620 milhões em 31 de dezembro de 2016, comparado a R$ 46.398 milhões em

31 de dezembro de 2015. No entanto, nossa dívida, líquido de caixa, equivalentes de caixa e títulos negociáveis aumentaram 3,2%

para R$ 39,196 milhões em 31 de dezembro de 2016 em comparação a R$ 37,966 milhões em 31 de dezembro de 2015. 71% de nossa

dívida existente (principal), ou R$ 32,6 bilhões, vencerá nos próximos cinco anos. Para cumprir nossos objetivos de crescimento,

manter nossa capacidade de financiar nossas operações e amortizar vencimentos de dívidas programados, precisaremos levantar

quantidades significativas de capital de dívida de uma ampla gama de fontes de captação, bem como vender determinados ativos. Para

cumprir nossa dívida após atender às nossas metas de despesa de capital, temos nos valido de, e podemos continuar a nos valer de, um

conjunto de fluxos de caixa previstos por nossas operações, levantamentos de crédito conforme nossas linhas de crédito disponíveis,

nosso caixa e saldo de investimentos financeiros a curto prazo, a aquisição do endividamento adicional, o recebimento de pagamentos

do governo por concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783 e a venda de ativos, como a recente venda da CELG-D. Após o

rebaixamento dos ratings soberanos, perdemos nossos ratings de grau de investimento da Fitch, Moody’s e Standard & Poor’s. Se, por

qualquer motivo, enfrentarmos dificuldades descontínuas na avaliação do financiamento de dívida, isso poderia prejudicar nossa

capacidade de realizar despesas da capital nos valores necessários para manter nosso nível atual de investimentos ou nossas metas a

longo prazo e poderia impedir nossa capacidade de cumprir nossas obrigações de pagamento de principal e juros aos nossos credores,

como nosso fluxo de caixa das operações é atualmente insuficiente para financiar as despesas de capital planejadas e todas as nossas

obrigações de serviço de dívida. Se, por qualquer motivo, enfrentarmos dificuldades contínuas no acesso a financiamentos de dívida

ou houver algum atraso em recebermos os valores devidos nos termos dos pagamentos do governo, isso poderia dificultar nossa

capacidade de fazer investimentos de capital nos montantes necessários para manter nosso nível atual de investimentos ou nossos

objetivos de longo prazo. Além disso, poderia prejudicar nossa capacidade de cumprir oportunamente nossas obrigações de pagamento

de principal e juros com nossos credores.

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Page 25: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Estamos sujeitos a algumas avenças, cujo descumprimento pode permitir que os credores dos créditos relevantes antecipem seus

compromissos.

Fazemos parte de diversos créditos de financiamento internacionais e nacionais na qualidade de tomadora e garantidora. Os títulos que

emitimos nos mercados de capital internacionais e nossos financiamentos de crédito existentes exigem a nossa conformidade com

diversas avenças financeiras e não-financeiras, ais como a apresentação demonstrações financeiras até determinados prazos e a

apresentação de um relatório de auditoria não qualificado, dentre outros. Podemos não estar aptos a cumprir as avenças, o que poderia

acarretar em algumas hipóteses de inadimplemento e, consequentemente, permitir que os credores relevantes antecipem os

empréstimos, possivelmente permitindo que outros credores se fundamentem nas suas disposições de inadimplemento. Se algum

credor fizer este pedido, isso poderia permitir que outros credores usassem os mesmos argumentos e também pedissem provisões

aceleradas. No entanto, em uma base acordada, esses mesmos credores podem conceder dispensas sobre o incumprimento de

covenants, temporariamente ou não, e não pedir as provisões aceleradas. No entanto, não podemos garantir que os credores relevantes

nos concederão renúncias por violações de nossas avenças no futuro, e qualquer violação de avença poderia resultar em circunstâncias

que geralmente acarretam em inadimplementos em outros empréstimos.

Estamos sujeitos a normas que limitam empréstimos por empresas do setor público e podemos não obter fundos suficientes para

completar nossos programas de despesa de capital propostos.

Em relação às despesas de capital para projetos de expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e ambientais, em 2016,

desembolsamos R$ 8,7 bilhões e, em 2015, R$ 10,4 bilhões. Em relação a 2017, nosso orçamento atual prevê aproximadamente

R$ 8,9 bilhões de despesas de capital. Não podemos garantir que financiaremos nossos programas de despesa de capital a partir de

nosso fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, como uma empresa estatal, estamos sujeitos a normas que limitam nosso

endividamento e investimentos e devemos apresentar nossos orçamentos anuais propostos, incluindo estimativas dos valores de nossas

exigências de financiamento e recursos de nosso financiamento, ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e o Congresso

Brasileiro para aprovação. Portanto, se nossas operações não se enquadrarem dentro dos parâmetros e condições estabelecidos pelas

normas e pelo Governo Brasileiro, podemos ter dificuldade em obter as autorizações de financiamento necessárias, que poderiam criar

dificuldades no levantamento de fundos.

Se não estivermos aptos a obter fundos, nossa capacidade de investir em despesas de capital para expansão e manutenção pode se

prejudicialmente impacta, o que poderia afetar prejudicialmente a execução de nossa estratégia de crescimento, particularmente nosso

investimento em projetos de larga escala, o que poderia afetar prejudicialmente nossos resultados da condição financeira e operações.

Os valores que recebemos da Conta de Consumo de Combustível é insuficiente para cobrir custos relacionados à geração

termoelétrica de energia.

O Governo Brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustível, ou Conta CCC, em 1973. O objetivo da Conta CCC era

equalizar os custos de geração de energia para empresas de eletricidade localizadas em áreas onde a geração é principalmente

termoelétrica e, portanto, mais cara a fim de evitar picos nas tarifas pagas por consumidores finais nestes locais. Temos administrado a

Conta CCC desde então, efetuando os pagamentos relevantes aos beneficiários. Até 2013, a Conta CCC era financiada por meio de

quotas pagas por Empresa com atividades no setor de energia. Entretanto, após a promulgação da Lei no 12.783, os fundos da Conta

CDE são agora os fundos principais da Conta CCC. Os custos de geração do sistema isolado são parcialmente cobertos pela Conta

CCC.

Os custos de geração do Sistema Isolado são parcialmente cobertos pela Conta CCC, no entanto, tais valores de reembolso são

importantes para complementar as receitas de nossas empresas de distribuição devido aos altos custos de geração e perdas técnicas e

comerciais na região. Nossas controladas de distribuição incorreram em dívida substancial com fornecedores de combustíveis de

terceiros, especialmente em decorrência do atraso na transferência de recursos da Conta CCC nos últimos anos. Nossas controladas de

distribuição incorreram em multas e pagamentos de juros como resultado do não pagamento de seus débitos, que não são totalmente

cobertos pela Conta CCC.

Em dezembro de 2014, algumas de nossas controladas de distribuição renegociaram valores vencidos com fornecedores de

combustível e gás terceirizados. Em 31 de dezembro de 2016, esses valores totalizavam aproximadamente R$ 11 bilhões, os quais

foram negociados e formalizados através de documentos de reconhecimento de dívida, os quais serão pagos em 120 parcelas mensais

atualizadas pela SELIC. Em dezembro de 2014, nossas controladas de distribuição também iniciaram renegociações com a Conta

CDE, estabelecida pela Portaria MME/MF nº 652/2014, já que as distribuidoras estão utilizando os créditos devidos a elas na Conta

CDE como garantia de suas renegociações de dívida com os fornecedores. Garantimos os documentos que estão sendo renegociados

com esses fornecedores de combustíveis em relação a quaisquer valores não cobertos pelos recebíveis devidos a eles na Conta CDE ou

na Conta CCC.

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Page 26: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, durante o período de 1º de janeiro de 2015 a julho de 2015, incorreram outras dívidas com fornecedores de óleo

combustível e gás natural em aproximadamente R$ 7 bilhões em 31 de dezembro de 2016 devido à contínua inadimplência de nossas

controladasde distribuição. As controladas de distribuição junto a nós ainda estão negociando novos contratos com fornecedores de

combustíveis de terceiros para as dívidas contraídas até o momento. Para pagamento de parte dessas dívidas, as distribuidoras são

mutuantes de novos créditos para a Conta CDE/CCC, conforme previsto na Medida Interministerial MME/MF nº 372/2015. No

entanto, a renegociação desta dívida ainda não ocorreu e as empresas de distribuição continuam a incorrer em penalidades e acumular

juros para com os fornecedores de combustíveis, além de serem potencialmente excluídas do fornecimento a qualquer momento.

Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução nº 2.202/2017, publicada em 2 de agosto de 2017, que aprovou o orçamento

anual da Conta CDE para 2017 e suspendeu a transferência dos créditos esperados por nossas empresas distribuidoras, de acordo com

as Portarias Interministeriais MME/MF nº 652/2014 e 372/2015. Como mencionado acima, uma parcela significativa desses créditos

serve como cobertura para o pagamento de dívidas com fornecedores de combustíveis que foram incorridas pelas empresas de

distribuição em 2014 e 2015. O orçamento aprovado pela ANEEL para 2017 também reduziu a previsão orçamentária da Conta

CCC/CDE sobre as despesas das empresas de distribuição no ano corrente.

Atualmente, a ANEEL está inspecionando nossas empresas distribuidoras quanto aos créditos que elas detêm sobre a Conta

CCC/CDE, especialmente aquelas que servem como cobertura de pagamento e garantia de dívidas com fornecedores de combustíveis.

Se esses montantes forem questionados e/ou parcialmente ou totalmente desativados, poderemos ter que revisar a renegociação de

dívidas com nossos fornecedores de combustível; o pagamento das dívidas pode ser acelerado; e/ou poderíamos ser ordenados a

garantir integralmente as dívidas não cobertas pelos créditos da conta CCE/CDE. A desaprovação dos créditos das Contas CCE/CDE

também pode causar ajustes contábeis específicos e impactos em nossas demonstrações financeiras. A irregularidade no pagamento

das dívidas com os fornecedores pode também implicar a interrupção do fornecimento de combustível, desativando nossas empresas

de distribuição para gerar energia e levando-as a incorrer em custos elevados devido à aquisição de energia para revenda do mercado.

Além disso, qualquer novo atraso nos fundos transferidos da Conta CCC para nós e para nossas controladas de distribuição também

pode afetar adversamente o fluxo de caixa dessas empresas.

Como administrador de alguns fundos setoriais, podemos ser acusados de má administração.

Gerenciamos atualmente algumas contas e fundos, como a Conta CCC, a Conta CDE e o Fundo RGR, além de programas governamentais,

como Luz para Todos, Procel e Proinfa. Esses fundos e programas são administrados em conformidade com as normas e regulamentos

promulgados pela ANEEL e MME. Correspondentemente, a ANEEL e outros órgãos de fiscalização, tais como o Tribunal de Contas da

União (o “TCU”) podemos não concordar com a forma de interpretação de algumas disposições para administração dessas contas e/ou

financiamentos. Consequentemente, podemos ser expostos a penalidades significativas por não conformidade com essas regras, e podemos

ter de reembolsar esses fundos em quaisquer montantes que possam ser considerados inadequadamente gerenciados. Além disso, estamos

sujeitos à responsabilidade civil e penal pela administração de fundos de terceiros.

Em janeiro de 2014, a ANEEL iniciou um processo administrativo determinando que reembolsemos ao Fundo RGR o valor histórico

de aproximadamente R$ 2 bilhões atualizados pela taxa SELIC. Recorremos contra esta decisão. Em 10 de maio de 2016, a ANEEL

negou provimento ao primeiro recurso e determinou que indenizássemos o Fundo RGR por aquele valor. Em junho de 2016, a Lei no

13.299/2016 foi promulgada. Como resultado, apresentamos um novo recurso solicitando o cumprimento da nova lei, o que nos

permitiu compensar os créditos que nós aceleramos no passado em relação ao Fundo RGR com o reembolso exigido pela ANEEL.

Contudo, em 27 de setembro de 2016, a ANEEL concedeu parcialmente o nosso recurso, entendendo que era nossa responsabilidade

reembolsar o Fundo RGR no valor de R$ 2.037,8 milhões (o valor histórico de 31 de dezembro de 2011), a ser ajustado por uma taxa

de juros anual de 5% devida em parcelas mensais entre janeiro de 2017 e 2026. Continuamos a discutir o montante e,

consequentemente, recorremos desta decisão. Não podemos garantir, entretanto, que este novo recurso será concedido. Além disso,

por meio do Decreto nº 9.022/2017, a ANEEL reverá o montante mencionado acima e emitirá um ato determinando o reembolso de

recursos de nós ao Fundo RGR.

Em dezembro de 2015, tomamos conhecimento de que fizemos certos pagamentos indevidos enquanto administradores do Fundo

RGR no que diz respeito ao pagamento das parcelas a certas concessionárias de geração e distribuição que renovaram suas concessões

em 2013, referente à primeira parcela de créditos considerados não sem impairment e não resgatados pela Lei nº 12.783/2013. Entre as

concessionárias que receberam pagamentos adicionais indevidos, algumas delas são nossas controladas de geração e transmissão.

Assim, tais valores devem ser devolvidos ao Fundo RGR. Informamos voluntariamente ao TCU e à ANEEL sobre os pagamentos para

que eles possam solicitar o reembolso. Estamos investigando isso mais internamente, a fim de determinar a responsabilidade.

A ANEEL, por meio da Resolução nº 84, de 13 de janeiro de 2017, determinou que nós e nossas controladas devolvêssemos esses

valores à Conta CDE e ao Fundo RGR no valor histórico de R$ 604,2 milhões. Nós reembolsaremos o Fundo RGR em seis parcelas

mensais iguais, que serão atualizadas a partir da data de pagamento até a data real de reembolso. Estamos discutindo as condições para

o reembolso com a ANEEL. No entanto, se as empresas que receberam os pagamentos adicionais impróprios não reembolsarem esses

valores, poderemos ser solicitados a reembolsar qualquer défice devido à RGR.

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Page 27: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Lei nº 13.360/2016, regulamentada pelo Decreto nº 9.022/2017, determinou que o orçamento, a administração e a movimentação da Conta

CDE, da Conta CCC e do Fundo RGR estarão sob a nossa responsabilidade até 30 de abril de 2017, ou até que a ANEEL transfira essa

responsabilidade para a CCEE. No entanto, ainda teremos de responder aos órgãos de fiscalização pela gestão dos fundos/contas

durante o período em que eles permanecerem sob a nossa gestão. Além disso, em 30 de abril de 2017, o Decreto nº 9.022 estabelecerá

que enviaremos mensalmente à CCEE a documentação com os valores a serem transferidos e recebidos para o cumprimento do

programa Luz para Todos, bem como os contratos de empréstimo firmados como parte da Conta CDE e do Fundo RGR. Também

continuaremos a sermos responsáveis pela gestão dos contratos de empréstimo com recursos ao Fundo RGR que foram executados até

17 de novembro de 2016. De acordo com o Decreto, é nossa responsabilidade: (i) cobrar o empréstimo de acordo com o cronograma

estabelecido nas cláusulas de cada contrato; e (ii) reembolsar ao Fundo RGR, enquanto devedor ao abrigo destes acordos, os recursos

relativos à amortização, à taxa de juros do contrato e à taxa de reserva de crédito em não mais de cinco dias a contar da data

mencionada no contrato de empréstimo, mesmo em caso de eventual incumprimento do contrato por parte dos agentes do setor da

eletricidade. Não concordamos com a disposição que estabeleceu que somos responsáveis pelo pagamento de dívidas de contratos de

empréstimo celebrados por agentes do setor de eletricidade, pois atuamos apenas como gestores do Fundo RGR. No entanto, se o

decreto não for alterado no futuro, poderemos ter que reembolsar quaisquer parcelas inadimplentes ou incorrer em penalidades e juros

de mora, conforme previsto nos contratos.

Qualquer um desses eventos pode nos sujeitar à responsabilidade, o que por sua vez poderia ter um efeito adverso relevante sobre

nossos resultados operacionais e condição financeira.

Podemos ser incapazes de implementar nossa estratégia em sua totalidade.

Nossa capacidade de alcançar os objetivos principais de nossa estratégia depende de diversos fatores, dentre eles, nossa capacidade de:

Implementar um plano de eficiência operacional com objetivo de reduzir custos, aumentar receitas e melhorar a qualidade e

credibilidade de nossos serviços;

Diminuir nossa alavancagem e nosso índice EBITDA de dívida líquida;

Aumentar os negócios de forma sustentável e rentável, considerando os níveis adequados de alavancagem;

Aperfeiçoar nosso modelo comercial, governança corporativa e administração; e

Aperfeiçoar nossa alocação de recursos humanos em decorrência dos novos regulamentos do setor de energia brasileiro.

Não podemos garantir que estaremos aptos a realizar esses objetivos e os especificados no “Item B. Estratégia-Visão Geral

Corporativa” em sua totalidade ou sucessivamente. O impacto sobre os elementos principais de nossa estratégia podem afetar

prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de operações. Para obter mais informações sobre nossa estratégia, consulte

“Item B. Visão Geral do Negócio-Estratégia”.

Se nossos ativos fossem dedicados à prestação de serviços de utilidade pública, eles não estariam disponíveis para liquidação em

caso de nossa falência e poderiam não estar sujeitos à penhora para assegurar uma sentença.

A Lei no 11.101/2005, ou a Nova Lei de Falências, rege a recuperação judicial, recuperação extrajudicial e processos de liquidação e

substitui o processo judicial de recuperação de dívida conhecido como concordata (reorganização) para recuperação judicial e

extrajudicial. A Nova Lei de Falências estabelece que suas disposições não se aplicam a empresas estatais e Empresas de economia

mista (como a Eletrobras). No entanto, a Constituição Federal brasileira estabelece que as empresas de economia mista, assim como a

Eletrobrás, que operam um negócio comercial, estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável às empresas privadas em matéria de direito

civil, comercial, trabalhista e questões fiscais. Correspondentemente, é incerto se as disposições relacionadas à recuperação judicial e

extrajudicial e os processos de liquidação da Nova Lei de Falências serão aplicáveis a nós. Entretanto, a Lei no 12.767/2012

estabelece que a recuperação judicial e extrajudicial não se aplica a concessionárias públicas até o término das concessões.

Acreditamos que uma parte relevante de nossos ativos, incluindo nossos ativos de geração, nossa rede de transmissão e nossa rede de

distribuição limitada, seria considerada pelos tribunais brasileiros relacionada à prestação de serviços de utilidade

pública. Correspondentemente, esses valores não estariam disponíveis para liquidação em caso de nossa falência ou disponível para

penhora para assegurar uma sentença. Em ambos os casos, esses ativos seriam revertidos ao Governo Brasileiro, nos termos da lei

brasileira e termos de nossos contratos de concessão. Embora o Governo Brasileiro não seria obrigado, em tais circunstâncias, a nos

remunerar em relação à reversão desses ativos, não podemos garantir que o nível de remuneração recebido seja equivalente ao valor

de mercado dos ativos e, correspondentemente, nossa condição financeira e resultados de operações poderiam ser afetados.

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Page 28: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Podemos responder por danos, sujeitos a outros regulamentos e ter dificuldades em obter financiamento se houver um acidente

nuclear envolvendo nossa subsidiária Eletronuclear.

Nossa subsidiária Eletronuclear, na qualidade de operadora de usinas de energia nuclear, está sujeita a responsabilidade estrita de

acordo com as leis brasileiras por danos em caso de acidente nuclear causado elas operações das usinas de energia nuclear Angra I e

Angra II. A Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Danos Nucleares, ou a Convenção de Viena, entrou em vigor no

Brasil em 1993. A Convenção de Viena estabelece que uma operadora de usina nuclear, como a Eletronuclear, em uma jurisdição que

tenha adotado legislação implementando a Convenção de Viena, será estritamente responsável por danos nucleares. Em 31 de

dezembro de 2016, nossas usinas de energia nuclear Angra I e Angra II foram seguradas por risco nuclear em caso de acidente nuclear

pelo valor total, por usina de energia, de US$ 500 milhões por danos materiais e de US$ 239,7 milhões por responsabilidade civil.

As usinas nucleares de Angra I e Angra II operam sob a supervisão da CNEN e estão sujeitas a inspeções periódicas por agências

internacionais, como a Agência Internacional de Energia Atômica e a Associação Mundial de Operadores Nucleares. A Eletronuclear

investe aproximadamente R$ 100 milhões por ano na modernização e incorporação dos mais recentes requisitos de segurança para as

usinas.

A Eletronuclear realizou uma ampla reavaliação do risco associado a questões ambientais e, em resposta, fez pequenos ajustes em

certas barreiras de proteção. Além disso, a Eletronuclear verificou as condições de resposta a acidentes seguindo os procedimentos de

teste de estresse adotados pela União Européia para usinas nucleares em construção ou em operação na Europa. Como resultado desse

processo de verificação, a Eletronuclear implementou várias medidas de segurança complementares.

A Eletronuclear procura cumprir todas as ações preventivas e de segurança, no entanto, não pode garantir que, em caso de acidente

nuclear, seu seguro será suficiente. Correspondentemente, nossa condição financeira e resultados de operações podem ser afetados se

um acidente nuclear ocorrer.

Além disso, nossa usina nuclear de Angra III sofreu grandes atrasos e nunca esteve operacional. Se não pudermos concluir a

construção da usina de Angra III, nossa condição financeira e os resultados das operações poderão ser afetados de maneira

adversa.

Em 2009, a Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, denominada Angra III. A construção foi interrompida em

2015 quando a mídia divulgou possíveis atividades ilegais de empresas que prestam serviços à Eletronuclear em relação à usina

nuclear de Angra III. Na data deste relatório anual, a Eletronuclear executou 60% do projeto original e investiu R$ 8,9 bilhões. Em

2016, revisamos o orçamento total do projeto Angra III e mudamos a data prevista para a operação da usina nuclear de Angra III para

dezembro de 2022. Como resultado, em 2016, reconhecemos um impairment no valor de R$ 2.886 milhões e registramos um oneroso

contrato de R$ 1.350 milhões para este projeto O montante de impairment acumulado reconhecido em nosso balanço totalizou

R$ 8,949 bilhões em 31 de dezembro de 2016 e R$ 1,350 bilhões em contrato oneroso acumulado.

Estamos atualmente buscando revisar a tarifa da Angra III e a autorização do CNPE para retomar a construção e também estamos

procurando novas fontes de financiamento. Se não formos bem-sucedidos, seremos fiadores de um financiamento de R$ 6,15 bilhões

(no qual R$ 3,48 bilhões estão pendentes em 31 de dezembro de 2016) fornecidos pelo BNDES à Eletronuclear para a construção da

usina de Angra III, além de outros passivos contábeis que podem vir a ser registrados, o que poderia afetar adversamente nossa

condição financeira e os resultados operacionais.

Estamos atualmente à procura de compradores para nossas empresas de distribuição nas regiões Norte e Nordeste do Brasil, mas

se não pudermos encontrar qualquer comprador, poderemos ter que suportar os custos relacionados à dissolução e quaisquer

obrigações anteriores dessas empresas de distribuição.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas decidiram não

renovaram as concessões de seis controladas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D,

e até 31 de dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas controladas, de acordo com a Lei nº 13.360. Os acionistas

também aprovaram que essas empresas de distribuição possam continuar distribuindo energia até 31 de dezembro de 2017, desde que

os fundos necessários para operação, manutenção e novos investimentos sejam oriundos de encargos de clientes ou de financiamento

governamental. Os acionistas também aprovaram a resolução para devolver as concessões ao controle do governo a qualquer momento

se o controle não tiver sido transferido até 31 de dezembro de 2017, ou se o Governo deixar de alocar recursos para financiar essas

empresas a qualquer momento, ou se a tarifa não representar compensação adequada. Se devolvermos essas concessões, elas estarão

sujeitas a novas licitações no futuro.

Em 03 de agosto de 2016, o MME emitiu decretos que atribuíam temporariamente à distribuição de energia pública as controladas de

distribuição de modo a assegurar a continuidade do serviço, nos termos do artigo 9º, parágrafo 1º, da Lei nº 12.783. De acordo com

estes decretos, as empresas de distribuição prestarão esses serviços, de forma provisória, contra pagamento da compensação adequada,

até a transferência efetiva de controle dessas empresas, ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro.

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Page 29: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, a Boa Vista Energia é responsável pela prestação de serviços na área de concessão da CERR, empresa estatal do governo

de Roraima. Nos termos do parágrafo 4º do artigo 9º da Lei nº 12.783, durante o período de prestação de serviços temporários, as

empresas de distribuição podem contrair empréstimos e/ou receber recursos da Conta CCC, da Conta CDE e do Fundo RGR, sujeitas à

aprovação da ANEEL.

Entretanto, como continuamos sendo acionistas majoritários das empresas de distribuição, não podemos garantir que transferiremos

satisfatoriamente o controle corporativo e todas elas até o final de 2017. Nesse caso, poderemos ser obrigados pela ANEEL a

continuar prestando serviços de distribuição para essas empresas por um longo período de tempo. Correspondentemente, nós

poderemos ter que arcar com os custos relacionados à dissolução de qualquer uma dessas empresas de distribuição que podem

permanecer sob nosso controle. Estes custos podem incluir a demissão dos empregados e outras obrigações. Também poderemos ter

que pagar despesas relacionadas a obrigações que as empresas de distribuição pudessem ter tido até o término do período de prestação

de serviço temporário ou relacionadas a obrigações nas quais atuamos como fiadores, o que poderia ter um efeito adverso relevante

em nossa posição financeira consolidada, resultados operacionais e fluxos de caixa no futuro.

Podemos incorrer prejuízos e gastar tempo e dinheiro defendendo litígios pendentes e processos administrativos.

Atualmente, fazemos parte de diversas ações judiciais relacionadas a ações civis, administrativas, ambientais, trabalhistas, fiscais e

corporativas ajuizadas contra nós. Essas demandas envolvem valores monetários substanciais e outros recursos. Algumas vezes

agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão principalmente

nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Estabelecemos provisões para todos os montantes em disputa que

representam uma obrigação presente como resultado de um evento passado e é provável que haverá saída de recursos que incorporam

benefícios econômicos para liquidar a referida obrigação na visão de nossos assessores jurídicos, e em relação aos litígios que são

cobertos por leis, decretos administrativos, decretos ou decisões judiciais que se mostraram desfavoráveis. Em 31 de dezembro de

2015, dispomos um valor total de aproximadamente R$ 14,1 bilhões em relação aos processos judiciais, dos quais R$ 0,6 bilhões

estavam relacionados a ações fiscais, R$ 12,5 bilhões estavam relacionados a ações civis e R$ 1 bilhões estavam relacionados a ações

trabalhistas. Em 31 de dezembro de 2016, dispomos um valor total de aproximadamente R$ 20,7 bilhões em relação aos processos

judiciais, dos quais R$ 0,6 bilhões estavam relacionados a ações fiscais, R$ 18,7 bilhões estavam relacionados a ações civis e R$ 1,4

bilhões estavam relacionados a ações trabalhistas. (Ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações -

Litígio” e nota 30 às nossas demonstrações financeiras consolidadas).

Nossa subsidiária Chesf é acusada em uma ação ajuizada pela Empresa Brasileira de Projetos e Obras e Mendez Júnior em relação a

algumas alterações ao contrato de construção da usina Xingó. Um recurso e um recurso especial estão atualmente perante o Superior

Tribunal de Justiça. Uma das principais questões se refere à aplicação de um fator de correção monetária. Além disso, o Tribunal

Federal do Recife, no Estado de Pernambuco, bloqueou R$ 497,2 milhões de ativos da Chesf em relação a este litígio em andamento.

No entanto, em 24 de janeiro de 2017, o tribunal reverteu a decisão, desbloqueando os ativos. Se o tribunal decidir contra a Chesf, esta

terá que pagar até R$ 1,2 bilhão aos autores.

Entre 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós

e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de

2015, essas ações foram consolidadas e o Tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a Cidade de Providence.

Os requerentes protocolaram uma reclamação aditada consolidada em 8 de dezembro de 2015 alegadamente em nome de investidores

que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos entre 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2015, e protocolaram uma

segunda reclamação aditada em 26 de fevereiro de 2016.

A segunda reclamação aditada alega, dentre outras coisas, que nós e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a fraude

alegada cometida contra nós por um cartel de empreiteiras, bem como subornos e propinas alegadamente solicitados e recebidos pelos

nossos empregados; que nós e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à fraude alegada; e que o

preço das nossas ações declinou quando a fraude alegada foi divulgada.

Em 27 de março de 2017, o tribunal concedeu em parte, e negou em parte, o pedido dos nossos advogados de rejeitar a segunda queixa

alterada. Todas as queixas contra José Antonio Muniz Lopes, nosso ex-CEO, foram improcedentes, assim como as queixas de

responsabilidade contra José da Costa Carvalho Neto, nosso ex-CEO, e Armando Casado de Araújo, atual Diretor Financeiro, de

acordo com a Seção 10(b) da Lei de Valores Mobiliários e Regra 10b-5(a) e (c), promulgadas ao abrigo desta. A moção de dispensa

foi de outra forma negada quanto aos créditos restantes. A decisão não cria nenhuma obrigação financeira para nós, e o caso passará

agora para as fases de certificação e descoberta de classe. O prazo para responder à segunda queixa alterada é 5 de maio de 2017.

Essas ações judicias, se decididas contra nós, podem ter um efeito prejudicial grave sobre a nossa posição financeira consolidada,

resultados de operações e fluxos de caixa no futuro. Para mais informações, ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e

Outras Informações - Litígio - Processos Ambientais”.

Na hipótese de que demandas envolvendo um valor relevante para o qual não tenhamos provisões sejam decididos contra nós, ou na

hipótese de que os prejuízos estimados se tornem relevantemente maiores que as provisões efetuadas, o custo total de decisões

desfavoráveis pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações. Além disso, nossa

administração poderá ser obrigada a direcionar seu tempo e atenção à defesa dessas acusações, o que poderia impedi-los de focar em

nosso negócio principal. Dependendo do resultado, alguns litígios podem resultar em restrições nas nossas operações e podem ter um

efeito prejudicial grave sobre alguns de nossos negócios.

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Page 30: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Podemos incorrer prejuízos em ações judiciais em relação aos empréstimos compulsórios feitos de 1962 a 1993.

De acordo com a Lei Nº 4.156 de 28 de novembro de 1962, determinados usuários finais de eletricidade foram obrigados a fazer

“empréstimos compulsórios” para nós (por meio de cobranças por distribuidores), a fim de fornecer recursos para o desenvolvimento

do setor de eletricidade. Os clientes industriais consumindo mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês foram obrigados a pagar um

valor equivalente a 32,5% de cada fatura de eletricidade para nós, na forma de um empréstimo obrigatório, o qual foi amortizado por

nós em 20 anos de saques parcelados. Os juros sobre os empréstimos compulsórios se acumulam de acordo com o IPCA - E, mais

6,0% ao ano. A Lei Nº 7.181 de 20 de dezembro de 1983 estendeu o programa de empréstimo obrigatório até 31 de dezembro de 1993

e estabeleceu que esses empréstimos poderão, sujeitos à aprovação dos acionistas, ser amortizados por nós na forma de uma emissão

de ações preferenciais ao valor contábil, ao invés de valores monetários.

Disponibilizados aos clientes qualificados, mediante a primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo obrigatório

aproximadamente 42,5 bilhões ações de preferenciais classe “B”, e mediante a terceira conversão de créditos do empréstimo

obrigatório, cerca de 27,2 bilhões de ações preferenciais classe “B”. Além disso, os nossos acionistas aprovaram, em 30 de abril de

2008, a emissão de ações preferenciais adicionais para clientes qualificados, ao valor contábil, na amortização dos nossos empréstimos

compulsórios restantes. Se ações adicionais forem emitidas futuramente e o valor contábil dessas ações for inferior ao valor de

mercado dessas, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição. Em 31 de dezembro de 2008, registramos

aproximadamente R$ 215 milhões para dívidas de empréstimos compulsórios que ainda não haviam sido convertidas, o que, a

qualquer momento, por decisão dos nossos acionistas, pode ser devolvido aos clientes industriais, por meio da emissão de ações

preferenciais classe “B”, em conformidade com os processos descritos acima.

Em 31 de dezembro de 2016 os consumidores ajuizaram um grande número de ações judiciais contra nós, questionando os ajustes

monetários, inflação sobrestada e cálculos de juros relacionados ao reembolso dos empréstimos compulsórios. No terceiro trimestre de

2015, o SRJ executou decisões definindo os parâmetros para o método de cálculo das execuções, aceitando algumas das acusações

feitas por nós, embora não em sua totalidade, causando ajustes aos métodos de cálculo adotados por nós e a classificação de riscos

dessas acusações e diferenças consequentes na provisão para contingências. Apresentamos um recurso junto ao STF, porém, na data

deste relatório anual, ele ainda não havia sido julgado. O valor total envolvido nessas ações judicias é não está ajustado para correção

monetária e exigiu avaliação de especialistas para ser estimado com segurança. No decorrer dos processos de execução, fomos

obrigados a empenhar alguns de nossos ativos, consistindo principalmente das ações detidas por nós em outras empresas do setor

energético. Em 31 de dezembro de 2016, provisionamos R$ 13,9 bilhões para cobrir perdas decorrentes de decisões desfavoráveis

relativas a esses processos. Estamos discutindo responsabilidade solidária em certas sentenças com o Governo, mas na data deste

relatório anual, o assunto ainda não havia sido julgado pelo STJ.

No decurso dos processos de execução, devemos oferecer como garantia alguns de nossos ativos, que consistem principalmente em

ações preferenciais detidas por nós em outras empresas do setor de energia.

Também estamos envolvidos em várias ações judiciais relacionadas ao reembolso dos empréstimos compulsórios, nas quais os

consumidores buscam o exercício da opção para converter seus créditos apresentados por títulos devidos ao titular. Esses títulos são

denominados “obrigações da Eletrobras” e estão sujeitos a expiração, que já passou. Embora acreditamos que não somos

responsáveis em relação a esses títulos pois eles expiraram, qualquer interpretação legal de que os títulos não expiraram poderia afetar

prejudicialmente nossos resultados de operações e condição financeira.

As sentenças podem não ser exequíveis em face de nossos conselheiros ou diretores.

Todos os nossos conselheiros e diretores nomeados neste relatório anual residem no Brasil. Nós, nossos conselheiros e diretores e

nossos membros do Conselho Fiscal, aceitamos receber citação nos Estados Unidos somente em operações

específicas. Substancialmente todos os nossos ativos, bem como os ativos dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Em decorrência,

pode não ser possível entregar citação dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil a essas pessoas, empenhar seus

ativos, ou executar contra eles ou nós nos tribunais dos Estados Unidos, ou nos tribunais de outras jurisdições fora do Brasil, sentenças

predicadas mediante disposições de responsabilidade civil das leis de valores mobiliários dos Estados Unidos ou das leis de outras

jurisdições.

Nós e nossas controladas podemos ser obrigadas a realizar aportes relevantes aos planos de previdência de nossos empregados ou

ex-empregados que patrocinamos.

Em conformidade com a Lei Complementar nº 108/2001 e Lei Complementar nº 109/2001 e os termos dos próprios planos de

previdência, nós e nossas controladas somos obrigados a realizar aportes aos planos de previdência de nossos empregados e ex-

empregados. Se houver uma incompatibilidade nas reservas dos planos de previdência e no valor de recursos disponíveis aos planos,

nós (na qualidade de patrocinadores) e os beneficiários do plano de previdência devemos contribuir ao plano de previdência para

reestabelecer o saldo do plano.

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Page 31: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 2016, os planos de previdência que nós e nossas controladas patrocinamos registraram um déficit de R$ 2,5 bilhões. Em 2015, o

déficit era R$ 2,0 bilhões. Nossas controladas e nós contribuímos para os respectivos planos de previdência, que somaram

aproximadamente R$ 473,9 milhões em 2016 e R$ 425 milhões em 2015.

Alguns planos de previdência que patrocinamos tinham que aprovar um saldo para o déficit técnico que incluía os montantes a serem

equilibrados e as condições de pagamento. A execução do plano de equilíbrio resulta no pagamento de uma contribuição

extraordinária dos participantes e patrocinadores, a fim de recuperar o saldo do plano. Tais pagamentos podem afetar adversamente

nossos resultados operacionais e condição financeira.

Nossa cobertura de seguro pode ser insuficiente para cobrir prejuízos potenciais.

Nossos negócios normalmente estão sujeitos a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais, conflitos trabalhistas,

condições geológicas inesperadas, alterações no ambiente regulatório, riscos ambientais e fenômenos climáticos e outros fenômenos

naturais. Além disso, nós e nossas controladas responderemos perante terceiros pelos prejuízos e danos causados pela falta de

prestação de serviços de geração, transmissão e distribuição.

Nossa cobertura abrange somente parte dos prejuízos que podemos incorrer. Atualmente, estamos em processo de renegociação de

nossas apólices de seguro em nível de grupo para garantir cobertura uniforme e proteção adequada para todas as nossas

operações. Entretanto, acreditamos que mantemos coberta de seguro em valores que são adequados para cobrir danos relevantes às

nossas usinas causados por incêndio, responsabilidade geral de terceiros por acidentes e riscos operacionais. Se não pudermos renovar

nossas apólices de seguro eventualmente ou ocorrerem prejuízos ou outras responsabilidades não cobertos por seguro ou que excedam

nossos limites de seguro, podemos estar sujeitos a outros prejuízos inesperados relevantes.

Não temos fontes de abastecimento alternativas para as principais matérias-primas que nossas usinas termais e nucleares utilizam.

Nossas usinas térmicas operam com carvão, gás natural e/ou combustível e nossas usinas nucleares dependem de urânio

processado. Em cada caso, somos totalmente dependentes de terceiros para o fornecimento dessas matérias-primas. Caso os

fornecimentos dessas matérias-primas se tornem indisponíveis ou não possam ser comprados em termos razoáveis por qualquer casa,

não possuímos fontes de abastecimento alternativas e, portanto, a capacidade de nossas usinas termais e/ou nucleares, conforme

aplicável, de gerar eletricidade seria afetada prejudicialmente, o que poderia afetar prejudicialmente nossa condição financeira e

resultados de operações.

Riscos Relacionados ao Brasil

Acusações de corrupção política contra o Governo Brasileiro e o Poder Legislativo Brasileiro poderiam criar instabilidade

econômica e política.

Os membros do Governo Federal e do Poder Legislativo Brasileiro foram acusados de corrupção política. Em decorrência disto,

diversos políticos, incluindo oficiais sêniores federais e membros do Congresso, renunciaram ou foram presos. Atualmente, os oficiais

eleitos e outros oficiais públicos no Brasil estão sendo investigados por acusações de conduta antiética e ilegal identificada durante a

investigação da Lava Jato conduzidas pelo Ministério Público Federal.

Além disso, em dezembro de 2015, o Congresso brasileiro abriu processo de impeachment contra a então presidente Dilma Rousseff

alegando não cumprimento da lei de responsabilidade fiscal. Em 17 de abril de 2016, o Congresso brasileiro votou a favor da

admissibilidade do processo de impeachment, e o Senado brasileiro votou a favor do início do processo de impeachment em 11 de

maio de 2016, removendo a Sra. Rousseff da presidência por até 180 dias para se defender em seu julgamento de impeachment. O

vice-presidente do Brasil, Michel Temer, foi nomeado Presidente Interino do Brasil em 12 de maio de 2016, em resposta à remoção

temporária de Rousseff. Como Presidente interino, Temer tem plena autoridade presidencial para governar o Brasil, e nomeou um

novo gabinete durante o período de impeachment. Em 31 de agosto de 2016, o Senado brasileiro votou a favor do impeachment,

removendo assim Rousseff do cargo até o fim de seu mandato, e o Sr. Temer foi juramentado como o novo presidente do país. O Sr.

Temer permanecerá no cargo até janeiro 2019, quando o presidente seguinte será jurado após a próxima eleição presidencial,

programada para outubro de 2018. O processo de impeachment resultou em volatilidade, e prevemos uma volatilidade contínua nos

mercados brasileiros, afetando os preços de negociação dos títulos emitidos por emissores brasileiros durante o mandato do Sr. Temer.

Não podemos prever como as políticas do Sr. Temer afetarão a economia brasileira.

O resultado potencial da investigação da Lava Jato é desconhecido e poderia ter impactos adversos na percepção geral do mercado

sobre a economia brasileira e sobre a própria economia brasileira. O Presidente do Brasil está investido de poderes para nomear

indiretamente a maioria de nossos conselheiros. Correspondentemente, qualquer outra alteração no Governo Brasileiro pode levar a

outras alterações em nossa administração. Não podemos prever se o resultado da investigação da Lava Jato levará a outra instabilidade

ou se novas acusações contra os oficiais do Governo Brasileiro surgirão no futuro. Além disso, não podemos prever o resultado de tais

alegações nem seus efeitos sobre a economia brasileira e, consequentemente, sobre nossos resultados operacionais. Esses e outros

desenvolvimentos futuros da economia brasileira e das políticas governamentais podem nos afetar negativamente.

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Page 32: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O Governo Brasileiro exerceu, e continua a exercer, influência relevante sobre a economia brasileira. As condições econômicas e

políticas brasileiras e a percepção do investidor dessas condições tem um impacto direto sobre nossos negócios, condição

financeira, resultados de operações e perspectivas.

A economia brasileira tem sido caracterizada pelo envolvimento significante do Governo Brasil, que altera frequentemente as políticas

monetárias, de crédito, câmbio e outras políticas para influenciar a economia do Brasil. As ações do Governo Brasileiro para controlar

a inflação e efetuar outras políticas têm envolvido frequentemente controles de salário e preços, desvalorização do real, controles

sobre remessas de fundos ao exterior, intervenção pelo Banco Central para afetar as taxas básicas de juros e outras medidas. Não

temos controle sobre, e não podemos presumir, quais medidas ou políticas o Governo Brasileiro poderá tomar no futuro. Nossos

negócios, condição financeira, resultados de operações e perspectivas poderão ser afetados prejudicialmente por alterações nas

políticas do Governo Brasileiro, bem como fatores gerais incluindo, dentre outros:

crescimento econômico brasileiro;

inflação;

taxas de juros;

variações nas taxas de câmbio;

políticas de controle de câmbio;

liquidez do capital doméstico e mercados de crédito;

política fiscal e alterações nas leis fiscais;

acusações de corrupção contra partidos políticas, políticos eleitos ou outros oficiais públicos, incluindo acusações feitas em

relação à investigação da Lava Jato; e

outras políticas ou desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o Brasil.

Alterações ou incertezas em relação à implementação das políticas listadas acima podem contribuir para incertezas econômicas no

Brasil, aumentando assim a volatilidade do mercado imobiliário brasileiro e o valor dos títulos brasileiros negociados no exterior.

Historicamente, o nível da estabilidade política do país tem influenciado o desempenho da economia brasileira e as crises políticas tem

afetado a confiança dos investidores e do público geral, o que resultou na desaceleração econômica e aumento da volatilidade nos

títulos emitidos no exterior pelas Empresas brasileiras. Atualmente, os mercados brasileiros estão experimentando o aumento da

volatilidade devido às incertezas decorrentes das investigações da Lava Jato em andamento e seus impactos sobre a economia

brasileira e ambiente político. Os desenvolvimentos na investigação da Lava Jato (previsíveis e imprevisíveis) podem ter um efeito

prejudicial grave sobre a economia brasileira e sobre nossos resultados de operações e condição financeira.

Além disso, após atingir 7,5% em 2010, o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro diminuiu, indicando uma desaceleração econômica

constante. Os índices de crescimento foram 3,9% em 2011, 1,8% em 2012, 2,7% em 2013 e 0,1% em 2014. Em 2015, a economia

contraiu-se em 3,9% e continuou a contrair-se 3,6% em 2016. Nossos resultados de operações e condição financeira tem sido e

continuarão a ser afetados pelo índice de crescimento do PIB no Brasil. Nos anos em que o PIB brasileiro não cresce, tende a haver

uma diminuição na demanda por poder. Além disso, isto pode levar também ao aumento nos prejuízos comerciais e inadimplementos

de consumidores. Não podemos garantir que o PIB aumentará ou permanecerá estável no futuro. Os desenvolvimentos futuros na

economia brasileira podem afetar os índices de crescimento do Brasil e, consequentemente, o consumo de energia. Em decorrência

disto, esses desenvolvimentos podem prejudicar nossos resultados de operações e condição financeira.

A estabilidade do real brasileiro é afetada por seu vínculo com o dólar norte-americano, inflação e política do Governo Brasileiro

referente às taxas de câmbio. Nossos negócios podem ser afetados prejudicialmente pela recorrência de volatilidade afetando

nossos recebíveis relacionados à moeda e obrigações.

No passado, o governo brasileiro implementou vários planos econômicos e usou uma ampla gama de mecanismos de controle de

moeda estrangeira para lidar com altos graus de volatilidade da moeda brasileira. Recentemente, após um período relativamente longo

de estabilidade, o real tornou-se extremamente volátil novamente em 2014 e 2015, começando a se valorizar novamente em meados

de 2016. Entretanto, a taxa de câmbio entre o real e o dólar atingiu R$ 3,26, R$ 3,90 e R$ 2,66 para US$ 1,00 em 31 de dezembro de

2016, 2015 e 2014, respectivamente.

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Page 33: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Por conta da volatilidade e incerteza dos fatores que impactam a taxa de câmbio, é difícil prever os movimentos futuros na taxa de

câmbio. Além disso, o Governo Brasileiro pode alterar sua política de moeda estrangeira. Qualquer interferência governamental na

taxa de câmbio, ou a implementação dos mecanismos de controle de câmbio, poderia influenciar a taxa de câmbio. Esses cenários de

taxa de câmbio podem ter efeitos prejudiciais sobre nós conforme eles possam afetar prejudicialmente o valor de nossos recebíveis da

Itaipu que são denominados em dólares norte-americanos bem como nossas dívidas denominadas em dólares norte-americanos.

Em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente 27% de nossa dívida consolidada (de R$ 45.620 milhões), que totalizava R$ 12.091

milhões, foi denominada em moedas estrangeiras, da qual R$ 11.795 milhões (ou aproximadamente 26% de nossa dívida consolidada)

foi denominada em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2015, aproximadamente 33% de nossa dívida consolidada

(de R$ 46.398 milhões), que totalizava R$ 15.283 milhões, foi denominada em moedas estrangeiras, da qual R$ 14.851 milhões

(ou aproximadamente 32% de nossa dívida consolidada) foi denominada em dólares norte-americanos.

A inflação, e as medidas do Governo Brasileiro para controlar a inflação, podem ainda contribuir significativamente para a

incerteza econômica no Brasil e poder impactar prejudicialmente nossos resultados operacionais.

O Brasil historicamente vivenciou altas taxas de inflação, particularmente antes de 1995. A inflação, bem como os esforços

governamentais para combater a inflação, têm efeitos negativos relevantes sobre a economia brasileira. Mais recentemente, as taxas de

inflação foram 6,29% em 2016, 10,67% em 2015, 6,41% em 2014, 5,91% em 2013 e 5,84% em 2012, conforme medição pelo IPCA,

Índice Nacional de Preços ao Consumidor, compilado pelo IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística).

O Brasil pode vivenciar altas taxas de inflação no futuro. O Governo Brasileiro pode introduzir políticas para reduzir pressões

inflacionárias, que podem ter o efeito de reduzir o desempenho geral da economia brasileira. Algumas dessas políticas podem ter um

efeito sobre nossa capacidade de acessar capital estrangeiro ou reduzir nossa capacidade de executar nossos futuros planos de negócios

e administrativos.

As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação têm frequentemente incluído a manutenção de uma política monetária

estrita com altas taxas de juros reais. Essas políticas contribuíram para limitar o tamanho e atratividade dos mercados de dívida locais,

exigindo que tomadores como nós busquem outros financiamentos de moeda estrangeira nos mercados de capital internacionais. À

medida que existe incerteza econômica no Brasil, o que enfraquece nossa capacidade de obter financiamento externo em termos

favoráveis, o mercado brasileiro local pode ser insuficiente para atender às nossas necessidades financeiras, o que, por sua vez, pode

nos afetar prejudicialmente.

A votação do eleitorado do Reino Unido em favor da saída do Reino Unido da União Europeia poderá afetar adversamente os

nossos negócios, resultados operacionais e situação financeira.

Em 23 de junho de 2016, o eleitorado do Reino Unido votou em um referendo geral em favor da saída do Reino Unido da União

Europeia, o chamado Brexit. Em 20 de março de 2017, o Reino Unido apresentou notificação formal de acordo com o artigo 50 do

Tratado da União Europeia sobre sua intenção de deixar a União Europeia. O processo em curso de negociações entre o Reino Unido e

a União Europeia determinará os termos futuros da relação do Reino Unido com a União Europeia, incluindo o acesso aos mercados

da União Europeia, tanto durante o período de transição quanto de forma mais permanente. O anúncio da Brexit causou volatilidade

significativa nos mercados de ações globais e flutuações das taxas de câmbio. Os efeitos do Brexit dependerão de quaisquer acordos

que o Reino Unido faça para manter o acesso à U.E. durante o período de transição, ou mais permanentemente. O Brexit poderia afetar

adversamente as condições econômicas ou de mercado da Europa ou do mundo, e poderia contribuir para a instabilidade nos mercados

financeiros globais. Além disso, o Brexit pode levar a incerteza jurídica e leis e regulamentações nacionais potencialmente

divergentes, à medida que o Reino Unido determina quais leis da U.E. serão substituídas ou replicadas. Qualquer um desses efeitos do

Brexit, e outros que não podemos antecipar, poderia ter um efeito material adverso sobre nossos negócios, resultados operacionais ou

condição financeira.

Riscos Relacionados ao Setor Energético Brasileiro

Estamos sujeitos a impactos relacionados a condições hidrológicas.

Estamos sujeitos a riscos hidrológicos decorrentes de condições climáticas adversas como inundação de alguns rios e caudais

excessivamente baixos em outros rios. Correspondentemente, o Sistema de Energia Interconectado, utiliza o MRE (Mecanismo de

Realocação de Energia), uma associação de distribuidores de energia para compartilhar os riscos hidrológicos existentes no mercado.

O Fator de Ajuste da Garantia Física, ou GSF, representa a relação entre a produção total e a garantia real dos geradores de energia

hidrelétrica do SIN que são parte do MRE, que representa o volume de energia em contratos de geração de energia. Se houver caudais

excessivamente baixos, os geradores hidroelétricos terão de obter energia no mercado de curto prazo em conformidade com o PLD.

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Page 34: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Como o Brasil passou por uma seca excepcionalmente rigorosa entre 2012 e 2015, sua geração de energia foi abaixo de seus níveis

esperados. Após a promulgação da Lei nº 12.783, apenas as empresas de geração que possuem concessões que não foram renovadas

de acordo com os seus termos e que estão prestes a expirar permanecerão expostas a este risco. Como algumas de nossas controladas

mantém concessões com previsão de término, nós e nossas controladas somos expostas a este risco. Correspondentemente, em caso de

condições hidrológicas desfavoráveis, nossos resultados de operações e condição financeira podem ser afetados. Como este risco é

sistemático, e embora estejamos atualmente adotando estratégias para reduzir o impacto deste risco, não podemos garantir que este

risco será totalmente mitigado ou evitado.

Atuamos como agente comercial da energia gerada pela Itaipu no mercado regulado disponibilizando o volume total de energia

convencionado entre os quotistas. O Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, passou o risco hidrológico relativo ao MRE, que

contabilizamos até 2014, às concessionárias de distribuição. Atualmente, pagamos os demais custos relacionados à liquidação

financeira com a CCEE, que nos são reembolsados no exercício fiscal seguinte.

Geralmente, condições hidrológicas desfavoráveis que resultem em um abastecimento reduzido de eletricidade ao mercado brasileiro

podem causar, dentre outros, a implementação de amplos programas de conversação de eletricidade, incluindo reduções obrigatórias

no consumo de eletricidade ou a imposição de impostos ou taxas especiais sobre o setor para financiar os custos de produção de novas

usinas térmicas, que geralmente são mais caras. Além disso, podemos incorrer custos superiores em nossas controladas de distribuição

devido à necessidade de comprar eletricidade para revenda, o que impactaria os fluxos de caixa de nossas empresas de

distribuição. Correspondentemente, é possível que períodos prolongados de níveis de precipitação reduzidos possam afetar

prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de operações.

Podemos ser penalizados pela ANEEL por descumprimento dos termos de nossos contratos de concessão e legislação aplicável e

podemos não recuperar o valor total de nosso investimento caso os nossos contratos de concessão sejam rescindidos.

Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com os contratos de concessão que celebramos

com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. A extensão dessas concessões varia de 20 a 35 anos. A ANEEL poderá impor

penalidades sobre nós caso descumpramos as disposições de nossos contratos de concessão e da legislação e regulamentos aplicáveis

ao setor de eletricidade. Dependendo da extensão do descumprimento, essas penalidades podem incluir multas relevantes (em alguns

casos, até dois por cento de nossas receitas brutas no exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições sobre nossas

operações (como exclusão das próximas licitações), intervenção ou término da concessão. A ANEEL poderá também rescindir nossas

concessões antes de sua data de vencimento caso descumpramos suas disposições, decretemos falência ou dissolução, ou caso a

ANEEL determine que o término atenderia ao interesse público (ver “Item 4.B, Visão Geral dos Negócios - Geração - Concessões”).

Devido a atrasos na conclusão da construção de certas linhas de transmissão, estamos proibidos pela ANEEL de participar em leilões

neste setor até o final de 2017. Não podemos garantir que não seremos penalizados novamente pela ANEEL por futura violação de

nossos contratos de concessão ou que nossos contratos de concessões não serão rescindidos no futuro. Caso a ANEEL rescinda nossos

contratos de concessões antes de sua data de vencimento, a remuneração que recuperamos para a parcela não amortizada de nosso

investimento poderia não ser suficiente para recuperarmos o valor total de nosso investimento e, correspondentemente, poderia ter um

efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.

Podemos estar sujeitos à intervenção administrativa se prestarmos nossos serviços de forma inadequada ou violarmos obrigações

contratuais, regulamentos e outras obrigações legais.

A Lei no 12.767/2012 autoriza a ANEEL a intervir em concessões de energia elétrica consideradas parte do serviço público para

garantir níveis de serviço adequados, e cumprimento dos termos e condições do contrato de concessão, regulamentos e outras

obrigações legais aplicáveis.

Se a ANEEL viesse a intervir em concessões como parte de um processo administrativo, a administração teria que apresentar um

plano de recuperação para corrigir violações e falhas que originaram a intervenção. Caso o plano de recuperação seja rejeitado ou não

apresentado dentro dos prazos estipulados pelos regulamentos, a ANEEL poderá, dentre outras coisas, desapropriar ou perder a

concessão, realocar nossos ativos ou adotar medidas que possam alterar nossa estrutura acionária.

Se os titulares de nossas concessões estiverem sujeitos à intervenção administrativa, nós e nossas controladas podemos estar sujeitos à

reorganização interna em conformidade com o plano de recuperação apresentado pela administração, o que pode afetar adversamente

nossa condição financeira e resultados de operações. Além disso, caso o plano de recuperação seja rejeitado pelas autoridades

administrativas, a ANEEL estaria apta a utilizar seus poderes descritos acima, o que poderia ter um impacto prejudicial sobre nossa

condição financeira e resultados de operações.

29

Page 35: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nossas atividades de geração, transmissão e distribuição são reguladas e supervisionadas pelo Governo Brasileiro. Nossos

negócios podem ser prejudicialmente afetados por alterações regulatórias das concessões antes de suas respectivas datas de

término, e os pagamentos indenizatórios por término antecipado podem ser inferiores ao valor total de nossos investimentos.

Nos termos da lei brasileira, a ANEEL tem autoridade para regular e supervisionar as atividades de geração, transmissão e distribuição

de concessionárias de energia elétrica, como nós e nossas controladas, incluindo investimentos, despesas adicionais, tarifas e a

passagem de custos aos consumidores, dentre outras questões. As alterações regulatórias no setor de energia elétrica são difíceis de

prever e podem ter um impacto prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.

As concessões podem ser encerradas antecipadamente por meio de expropriação e/ou perda. As autoridades concedentes podem

expropriar concessões segundo o interesse público, na maior amplitude permitida pela lei aplicável, em cujo caso, as autoridades

concedentes prestam o serviço durante o período de concessão. Uma autoridade concedente pode declarar a perda de concessões após

a ANEEL ou o MME conduzir um processo administrativo e declarar que a concessionária (a) não prestou o serviço apropriado por

mais de 30 dias consecutivos e não apresentou alternativa aceitável à ANEEL ou à ONS, ou descumpriu as leis ou regulamentos

aplicáveis; (b) perdeu as condições técnicas, financeiras ou econômicas obrigatórias para a prestação adequada dos serviços;

e/ou (c) não honrou as penalidades cobradas pela autoridade concedente.

As multas são estabelecidas na Resolução da ANEEL no 63 de 2004, e incluem advertências, multas relevantes (em alguns casos, até

2,0% da receita referente ao exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições sobre as operações, intervenção ou

término da concessão da concessionária.

Podemos contestar a expropriação ou perda e temos direito de receber remuneração por nossos investimentos em ativos expropriados

que não tenham sido totalmente amortizados ou desvalorizados. Entretanto, os pagamentos indenizatórios podem não ser suficientes

para recuperar totalmente nossos investimentos, o que pode afetar prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de

operações.

Somos estritamente responsáveis por danos decorrentes do abastecimento inadequado de eletricidade às empresas de distribuição,

e nossas apólices de seguro contratadas podem não cobrir totalmente os danos.

Nos termos da legislação brasileira, somos estritamente responsáveis por danos diretos e indiretos decorrentes do abastecimento

inadequado de eletricidade às empresas de distribuição, tais como interrupções abruptas ou distúrbios decorrentes dos sistemas de

geração, distribuição ou transmissão. Correspondentemente, podemos ser responsabilizados por danos, mesmo se não formos

culpados. Em decorrência da incerteza inerente envolvida nessas questões, não mantemos disposições em relação a danos potenciais, e

essas interrupções ou distúrbios podem não ser abrangidos por nossas apólices de seguro ou podem exceder os limites de cobertura das

apólices.

Correspondentemente, se formos responsabilizados pelo pagamento de danos em valor relevante, nossa condição financeira e

resultados de operações seriam afetados prejudicialmente em maior grau do que as reivindicações onde registramos provisões.

Estamos sujeitos a leis e regulamentos estritos de segurança, saúde e meio ambiente que podem se tornar mais rigorosos no futuro

e podem resultar no aumento de responsabilidades e aumento de despesas de capital.

Nossas operações estão sujeitas à legislação de segurança, saúde e meio ambiente federal, estadual e local bem como à supervisão das

agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação das leis. Dentre outras coisas, essas leis exigem que obtenhamos

licenças ambientais para a construção de novas usinas ou a instalação e operação de novos equipamentos obrigatórios para nossos

negócios. As normas são complexas e podem alterar ao longo do tempo, tornando nossa capacidade de cumprir as exigências

aplicáveis mais difíceis, impossibilitando assim nossas operações de geração, transmissão e distribuição contínuas ou futuras.

Nós vemos as exigências de saúde e segurança como uma tendência crescente em nossa indústria. Além disso, Empresas de capital

fechado, organizações não governamentais e autoridades públicas têm direito de ajuizar ações legais para obter liminares para

suspender ou cancelar o processo de licenciamento em caso de não cumprimento da lei.

O descumprimento das leis e regulamentos ambientais pode resultar em sanções administrativas e penais, independentemente da

recuperação de danos ou indenizações por danos irreversíveis. As sanções administrativas podem incluir intimações, multas,

proibições temporárias ou permanentes, suspensão de subsídios por órgãos públicos e encerramento temporário ou permanente de

atividades comerciais. No que diz respeito à responsabilidade penal, os transgressores individuais estão sujeitos às seguintes sanções

penais: (i) pena restritiva de liberdade - prisão ou confinamento; (ii) interdição temporária de direitos; e (iii) multas. As sanções

impostas às pessoas jurídicas são: (a) interdição temporária de direitos; (b) multas; e (c) prestação de serviços à comunidade. As

sanções relativas à interdição temporária de direitos aplicáveis às pessoas jurídicas podem corresponder a: (1) interrupção parcial ou

total das atividades; (2) fechamento temporário do estabelecimento, construção ou atividade; e (3) proibição de contratação com

autoridades governamentais e obtenção de subsídios governamentais, incentivos ou doações.

30

Page 36: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, de acordo com a legislação ambiental brasileira, o véu corporativo pode ser levantado para garantir o pagamento de custos

relacionados a danos ambientais, sempre que a entidade jurídica seja considerada por um tribunal como um obstáculo ao reembolso de

danos causados ao meio ambiente.

Os regulamentos ambientais exigem que realizemos estudos de impacto ambiente sobre futuros projetos e obtenhamos permissões

regulatórias.

Devemos realizar estudos de impacto ambiental e obter permissões regulatórias para nossos projetos atuais e futuros. Não podemos

garantir que esses estudos de impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro, que a oposição pública não resultará em

atrasos ou modificações ao projeto proposto ou que as leis ou regulamentos não alterarão ou serão interpretados de forma que possa

afetar prejudicialmente nossas operações ou planos para os projetos nos quais detemos investimento. Acreditamos que a preocupação

com a proteção do meio ambiente é também uma tendência crescente em nossa indústria. Embora consideremos a proteção ambiental

quando desenvolvemos nossa estratégia comercial, alterações em regulamentos ambientais, ou alterações na política de execução de

regulamentos ambientais existentes, podem afetar prejudicialmente nossos resultados de operações e nossa condição financeira

atrasando a implementação de projetos de eletricidade, aumentando os custos de expansão.

A construção, expansão e operação de nossas usinas de geração, transmissão e distribuição de eletricidade e equipamentos

envolvem riscos significantes que podem levar à perda de receita ou aumento de gastos.

A construção, expansão e operação de usinas e equipamentos para geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem

diversos riscos, incluindo, entre outros:

a incapacidade de obter permissões e aprovações governamentais obrigatórias;

a disponibilidade de equipamentos;

interrupções de abastecimento;

interrupções de serviço;

instabilidade trabalhista;

instabilidade social;

interrupções por condições climáticas e hidrológicas;

problemas de engenharia e ambientais imprevistos;

aumentos em perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais;

atrasos na construção e operacionais, ou custos superiores ao previsto;

questões relacionadas à venda de energia;

indisponibilidade de fundos adequados; e

despesas relacionadas ao segmento de operação e manutenção não aprovadas totalmente pela ANEEL.

Por exemplo, nós vivenciamos interrupções nos serviços durante a construção de nossas usinas hidrelétricas de Jirau, Santo Antônio e

de Belo Monte, uma usina que possuímos por meio de uma SPE. Não temos cobertura de seguro para alguns desses riscos,

principalmente, para aqueles relacionados às condições climáticas.

Em 2016, a Norte Energia S.A. e os acionistas da Norte Energia S.A. iniciaram um processo de arbitragem contra nós para contestar a

interpretação de uma disposição do acordo de acionistas da Norte Energia. A disposição estabelecia um direito de preferência para

celebração de um contrato de compra e venda de 20% da energia média garantida gerada pela Belo Monte e que era designada ao

Ambiente de Contratação Livre. Enquanto a arbitragem está em andamento, os acionistas estão tentando chegar a um consenso sobre

os acordos de Mercado Livre, que, uma vez executados pelos acionistas e enviados ao BNDES, permitiriam a liberação de energia no

valor de até R$ 2 bilhões.

31

Page 37: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O BNDES já foi contratado por este valor e será creditado à Empresa pelo BNDES após o recebimento de uma via do contrato de

compra e venda devidamente assinado por todas as partes. Se a interpretação da seção disputada do acordo de acionistas e a respectiva

sentença arbitral forem desfavoráveis para nós, nossa situação financeira e resultados de operações poderão ser adversamente afetados.

Além disso, a implementação de investimentos no setor de transmissão sofreu atrasos devido à dificuldade de obter as permissões e

aprovações governamentais necessárias. Isto levou a atrasos em investimentos em geração devido à falta de linhas de transmissão para

drenar a produção. Se experimentarmos quaisquer desses riscos ou outros riscos imprevistos, podemos não gerar, transmitir e

distribuir eletricidade em valores consistentes com nossas projeções, o que pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossa condição

financeira e resultados de operações.

Riscos Relacionados às Nossas Ações e ADS

Caso você detenha nossas ações preferenciais, você terá direitos de voto extremamente limitados.

Em conformidade com a Lei de Sociedades Anônimas e nosso estatuto social, os titulares de ações preferenciais, e, por extensão, os

titulares das ADS representando-as, não têm direito a votar em nossas assembleias de acionistas, exceto em circunstâncias muito

limitadas. Isto significa, dentre outras coisas, que um acionista preferencial não tem direito de votar em operações corporativas,

incluindo fusões ou consolidações com outras Empresas. Nosso acionista principal, que detém a maioria de ações ordinárias com

direitos de voto e nos controla, está, portanto, apto a aprovar medidas corporativas sem a aprovação dos titulares de nossas ações

preferenciais. Correspondentemente, um investimento em nossas ações preferenciais não é adequado para você, se os direitos de voto

forem uma contrapartida importante em sua decisão de investimento.

O exercício de direitos de voto com relação às ações ordinárias e preferenciais envolve procedimentos adicionais.

Quando os titulares de ações ordinárias tiverem direito a voto, e em circunstâncias limitadas, caso os titulares de ações preferenciais

estejam aptos a votar, os titulares poderão exercer direitos de voto com relação às ações representadas pelas ADS somente em

conformidade com as disposições do contrato de depósito relacionado às ADS. Inexistem disposições na lei brasileira ou em nosso

estatuto social que limitem a capacidade de titulares de ADS de exercerem seus direitos de voto por meio do banco depositário com

relação às ações subjacentes. Entretanto, existem limitações práticas sobre a capacidade dos titulares de ADS de exercerem seus

direitos de voto devido aos procedimentos adicionais envolvidos na comunicação com os titulares. Por exemplo, os titulares de nossas

ações receberão notificação e poderão exercer seus direitos de voto comparecendo à assembleia pessoalmente ou votando

representados por procurador, ou também votando à distância através de um boletim de votação. ADS para as quais o banco

depositário não receba instruções de voto em tempo hábil não serão votadas em assembleia. Ao invés disso, em conformidade com o

contrato de depósito, nós notificaremos o banco depositário, o qual, por sua vez, assim que possível, encaminhará aos titulares de ADS

a notificação da assembleia e uma declaração com relação à forma na qual instruções podem ser concedidas por titulares. Para exercer

seus direitos de voto, os titulares de ADS devem instruir o banco depositário sobre como votar suas ações. Por conta deste

procedimento adicional envolvendo o banco depositário, o processo para exercício dos direitos de voto será mais demorado para

titulares de ADS do que para titulares de ações. ADS para as quais o banco depositário não receba instruções de voto em tempo hábil

não serão votadas em assembleia.

Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas venderem ações no futuro, o preço de mercado de nossas ADS pode ser reduzido.

As vendas de um número relevante de ações, ou a crença de que isso possa ocorrer, pode diminuir o preço de mercado prevalecente de

nossas ações ordinárias e preferenciais mediante diluição do valor das ações. Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas existentes

venderem ações que eles detêm, o preço de mercado de nossas ações ordinárias e preferenciais, e das ADS, pode diminuir

significativamente. As emissões e vendas podem também dificultar a emissão de ações ou ADS no futuro pelo prazo e preço que

julgamos apropriados, e a venda de seus títulos pelo preço ou acima do preço pago por eles. Nosso acionista majoritário, o Governo

Brasileiro, pode optar por nos capitalizar por uma série de razões, diluindo assim acionistas existentes e titulares de ADS.

Os eventos políticos, econômicos e sociais, bem como a percepção de risco no Brasil e em outros países, incluindo os Estados

Unidos, União Europeia e países emergentes, podem afetar os preços de mercado de títulos no Brasil, incluindo as ações da

Eletrobras.

O mercado de títulos brasileiro é influenciado por condições econômicas e de mercado no Brasil, bem como em outros países,

incluindo os Estados Unidos, União Europeia e países emergentes. Apesar da conjectura econômica diferente entre esses países e o

Brasil, as reações dos investidores aos eventos nesses países podem ter um efeito prejudicial grave sobre o valor de mercado de títulos

do Brasil, especialmente aqueles listados na bolsa de valores. As crises nos Estados Unidos, União Europeia ou países emergentes

podem reduzir a participações dos investidores nas Empresas brasileiras, incluindo a Eletrobras. Por exemplo, os preços de ações

listados na BM&FBOVESPA foram historicamente afetados por flutuações da taxa de juros americana, bem como por variações dos

principais índices de ações norte-americanas. Os eventos em outros países e mercados de capital podem afetar prejudicialmente o

preço de mercado das ações da Eletrobras à medida que, no futuro, isto possa dificultar ou impedir o acesso aos mercados de capital e

financiamento de investimento em termos aceitáveis.

32

Page 38: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os controles de câmbio e restrições sobre remessas ao exterior podem afetar adversamente os titulares de ADS.

Você pode ser afetado prejudicialmente pela imposição de restrições sobre a remessa a investidores estrangeiros das receitas de seus

investimentos no Brasil e a conversão de reais em moedas estrangeiras. O Governo Brasileiro impôs restrições de remessa por

aproximadamente três meses no fim de 1989 e no início de 1990. Restrições como essas dificultaria ou impediria a conversão de dividendos,

distribuições ou receitas da venda de nossas ações, conforme seja o caso, de reais para dólares norte-americanos e a remessa dos dólares

norte-americanos ao exterior. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará medidas semelhantes no futuro.

A troca de ADS por ações subjacentes pode ter consequências desfavoráveis.

Como titular de ADS, você se beneficia do certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo administrador para

nossas ações preferenciais subjacentes às ADS no Brasil, o que permite que o administrador converta dividendos e outras distribuições

relacionadas às ações preferenciais em moeda estrangeira e envie as receitas ao exterior. Se você enviar suas ADS e retirar ações

preferenciais, terá direito de continuar a valer-se do certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo administrador

por apenas cinco dias úteis a contar da data de retirada. Posteriormente, após a disposição das, ou distribuições relacionadas às, ações

preferencias, salvo se você obter seu próprio certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro ou estiver qualificado nos termos

dos regulamentos de investimento estrangeiro brasileiro que dão direto a alguns investidores estrangeiros de comprar e vender ações

na bolsa de valores brasileira sem obter certificados eletrônicos individuais de registro de capital estrangeiro, você não estaria apto a

enviar moeda estrangeira ao exterior. Além disso, caso não atenda aos regulamentos estrangeiros de investimentos, estará sujeito a

condições menos favoráveis para conversão de dividendos e outras distribuições e para a venda de ações preferenciais.

Se tentar obter seu próprio certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro, você pode incorrer despesas ou sofrer atrasos no

processo de aplicação, o que poderia atrasar sua capacidade de receber dividendos ou distribuição em relação às nossas ações

preferenciais ou à devolução de seu capital em tempo hábil. O certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo

administrador poderá também ser afetado prejudicialmente por futuras alterações legislativas.

Você pode não receber pagamentos de dividendos se incorrermos prejuízos líquidos ou nossa receita líquida não alcançar certos

níveis.

Em conformidade com a Lei de Sociedades Anônimas e nosso estatuto social, devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição

obrigatória equivalente, no mínimo, a 25% de nossa receita líquida ajustada referente ao exercício social anterior, sendo que os

titulares de ações preferenciais terão prioridade de pagamento. Nosso estatuto social nos obriga a priorizar pagamentos para os

titulares de nossas ações preferenciais dividendos anuais equivalentes ao maior valor entre 8% (no caso de nossas ações preferenciais

de classe “A” (subscritas até 23 de junho de 1969) e 6% (no caso de nossas ações preferenciais de classe “B” (subscritas após 24 de

junho de 1969), calculados por referência à parte do capital social de cada tipo e classe de ações.

Se realizarmos um lucro líquido em um montante suficiente para fazer pagamentos de dividendos, pelo menos o dividendo obrigatório

será pago aos detentores de nossas ações preferenciais e ordinárias. Após o pagamento do dividendo obrigatório, podemos reter os

lucros como reservas de lucros estatutárias para investimentos ou reservas de capital. Se incorrermos prejuízos líquidos ou

percebermos lucros líquidos em um valor insuficiente para efetuar pagamentos de dividendos, incluindo os dividendos obrigatórios,

nossa administração pode recomendar que os pagamentos de dividendos sejam efetuados utilizando a reserva de lucros estatutária

após contabilizar os lucros líquidos referentes ao exercício e os prejuízos reportáveis dos exercícios anteriores. Caso estejamos aptos a

declarar dividendos, nossa administração poderá, entretanto, optar por diferir o pagamento de dividendos ou, em circunstâncias

limitadas, não declarar dividendos de modo algum. Não podemos efetuar pagamentos de dividendos a partir de nossa reserva legal e

contas de reserva de capital.

Adicionalmente, de acordo com a Lei das Sociedades por Ações, se o lucro líquido do exercício, que é caracterizado, no todo ou em

parte, como não tendo sido financeiramente não realizado, de acordo com os parâmetros definidos nesta lei, a administração pode

optar por criar uma reserva dos lucros não realizados. Esta reserva pode ser utilizada para absorver eventuais perdas. Quaisquer

montantes remanescentes após a absorção de perdas serão distribuídos como um dividendo quando o lucro que está sujeito a esta

retenção for percebido financeiramente e tal pagamento de dividendos será adicionado a qualquer pagamento de dividendos feito no

ano em que tal lucro for percebido.

Você pode não estar apto a exercer direitos de preferência com relação às ações ordinárias ou preferenciais.

Você pode não estar apto a exercer os direitos de preferência relacionados às ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às suas

ADS, salvo se uma declaração de registro nos termos da Lei de Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933,

conforme alterada, (a “Lei de Valores Mobiliários”), estiver em vigor em relação aos direitos ou a uma isenção das exigências de

registro da Lei de Valores Mobiliários estiver disponível. Não somos obrigados a apresentar uma declaração de registro em relação às

ações relacionadas a esses direitos de preferência, e não podemos garantir que apresentaremos tal declaração de registro. Salvo se

apresentar uma declaração de registro ou uma isenção do registro for aplicável, você poderá receber somente as receitas líquidas da

venda de seus direitos de preferência pelo depositário ou, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, eles estarão

autorizados a prescrever e, correspondentemente, sua posição acionária relacionada às ações preferenciais ou ordinárias será diluída.

33

Page 39: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As alterações às leis fiscais brasileiras têm um impacto prejudicial sobre os impostos aplicáveis à alienação de nossas ações ou ADS.

A Lei no 10.833 de 29 de dezembro de 2003 estabelece que a alienação de ativos localizados no Brasil por um estrangeiro a um

cidadão brasileiro ou um estrangeiro está sujeita à tributação no Brasil, independentemente da disposição ocorrer dentro ou fora do

Brasil. Esta disposição resulta na imposição de imposto de renda sobre os ganhos decorrentes de uma alienação de nossas ações

ordinárias ou preferenciais por um estrangeiro a outro estrangeiro. Inexistem diretrizes judiciais em relação à aplicação da Lei no

10.833 e, correspondentemente, não podemos prever se os tribunais brasileiros poderão decidir que está se aplica às alienações de

nossas ADS entre estrangeiros. Entretanto, caso a alienação de ativos seja interpretada de modo a incluir uma alienação de nossas

ADS, esta lei fiscal resultaria, correspondentemente, na imposição de impostos retidos na fonte sobre a alienação de nossas ADS por

um estrangeiro a outro estrangeiro.

ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA

Visão Geral

De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no

Brasil. Em 31 de dezembro de 2016, contribuímos, incluindo nossas controladas, SPEs e 50% de Itaipu, para aproximadamente 31%

da capacidade instalada de geração de energia no Brasil. Compartilhamos o controle da Itaipu, mas não consolidamos seus

resultados. Por meio de nossas controladas, também somos responsáveis por aproximadamente 47% da capacidade de transmissão

instalada acima de 230 kV no Brasil. Nossa receita é proveniente principalmente:

geração de sua venda para empresas distribuidoras e consumidores livres;

transmissão de eletricidade em nome de outras concessionárias de eletricidade; e;

a distribuição de eletricidade para consumidores finais.

Referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, 31,7%, 53,9% e 27,3% de nossas receitas operacionais líquidas (antes de

eliminações) decorreram de nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, respectivamente. Referente ao

exercício findo em 31 de dezembro de 2016, nossas receitas líquidas após eliminações eram R$ 60,7 bilhões, em comparação a

R$ 32,6 bilhões referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015.

Nossas despesas de capital para ativos fixados, bens intangíveis e ativos de concessão em 2016, 2015 e 2014 foram R$ 3,7 bilhões,

R$ 7,7 bilhões e R$ 6,2 bilhões, respectivamente.

Disposições Gerais

Geral

Fomos constituídos em 11 de junho de 1962 como uma Empresa de economia mista de responsabilidade limitada por prazo

indeterminado. Estamos sujeitos à Lei de Sociedades Anônimas. Nossos escritórios estão localizados na SCN Setor Comercial Norte,

Quadra 06, Conjunto A, Bloco A, 6º e 8º andares, parte, Ed. Venâncio 3000, Asa Norte, CEP 70716-900, Brasília, DF, Brasil. Nosso

número de telefone é +55 21 2514 4637. Nossa razão social é Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e nossa denominação

comercial é Eletrobras.

Despesas de capital

Nos últimos três anos, conforme tabela abaixo, nós temos investido em média R$ 10,17 bilhões ao ano em expansão, modernização,

pesquisa, infraestrutura e qualidade ambiental. Aproximadamente 17,8% foi investido em nosso segmento de geração, 17,0% em

nosso segmento de transmissão e o restante em nosso segmento de distribuição e outros investimentos.

Natureza dos Investimentos (milhões de R$) 2016 2015 2014

Subtotal de Investimentos Próprios 4.215,55 6.059,52 6.264,54

Geração 1.092,34 2.162,98 2.182,88

Transmissão 1.204,92 1.855,35 2.111,04

Distribuição 861,15 791,20 577,46

Manutenção - Geração 201,16 330,97 393,75

Manutenção - Transmissão 315,62 405,51 477,95

Manutenção - Distribuição 274,78 212,19 151,35

Outros (Pesquisa, Infraestrutura e Qualidade Ambiental) 265,59 301,33 370,10

Subtotal de Investimentos Financeiros 4.495,44 4.334,26 5.140,80

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Page 40: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Natureza dos Investimentos (milhões de R$) 2016 2015 2014

Geração 3.450,52 3.181,30 3.703,65

Transmissão 1.044,92 1.152,96 1.437,14

Total 8.710,99 10.393,79 11.405,33

Nossa principal atividade consiste em geração, transmissão de energia e pretendemos investir nestes segmentos nos próximos anos.

Empresas foram selecionadas por processo licitatório para a construção de novas usinas de geração e linhas de transmissão. Portanto,

é difícil prever os valores exatos que investiremos nestes segmentos no futuro. Estamos, no entanto, trabalhando para garantir um

número significativo de novos contratos, seja isoladamente ou como parte de um consórcio com o setor privado.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as

concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, até 31 de

dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Caso não privatizemos as empresas de

distribuição até 31 de dezembro de 2017, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com

base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros. Nossos acionistas também

determinaram que as empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017, desde que

todos os fundos necessários para que essas empresas mantenham suas operações em andamento realizem a manutenção e façam novos

investimentos, que serão financiados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Nossos acionistas também concordaram em

devolver as concessões de distribuição ao Governo se seu controle não tiver sido transferido até 31 de dezembro de 2017. Se

devolvermos tais concessões, elas estarão sujeitas a novas licitações no futuro.

De acordo com o Plano Anual EPE 10, o Brasil estima que terá 211.615 km de linhas de transmissão e capacidade instalada de

geração de 206,4 GW até 2024, comparado a 150,3 GW em 2016. Estes investimentos pelo Brasil representarão aproximadamente

R$ 376 bilhões. Sendo o maior participante de mercado atual em termos de linhas de transmissão, esperamos participar de alguns

destes novos investimentos. Em conformidade com o novo Plano de Negócios, lançado em novembro de 2016, acreditamos que de

2017 a 2021 investiremos aproximadamente R$ 35,7 bilhões em nossos negócios de geração, transmissão e distribuição. Como

estamos buscando privatizar nossas empresas de distribuição até 2017, esperamos que o investimento no segmento de distribuição seja

apenas para o ano de 2017. Para estes investimentos em geração e transmissão, esperamos utilizar os recursos oriundos do nosso fluxo

de caixa líquido, bem como do acesso a mercados de capitais nacionais e internacionais e financiamentos bancários.

B. Visão Geral dos Negócios

Estratégia

Nossos principais objetivos estratégicos são atingir um crescimento sustentado e rentabilidade, mantendo nossa posição como um líder

no setor elétrico brasileiro. Para atingir esses objetivos, nossas principais estratégias são:

Expandir e aperfeiçoar a eficiência em nossos negócios de geração e transmissão. Nosso negócio está focado nas

nossas principais operações nos mercados brasileiros de geração e transmissão. Nossa estratégia é selecionar e otimizar

oportunidades que surjam no processo de licitação para novas usinas de geração e linhas de transmissão em conformidade

com a Lei Regulatória de Eletricidade. Focando na geração e transmissão, acreditamos que estaremos aptos a maximizar

lucros, aperfeiçoando a eficiência na operação e administração de nossos ativos e capitalizando oportunidades decorrentes

de novos projetos ou da aquisição seletiva de ativos existentes. Além disso, como uma estratégia para reduzir nossa

dívida, podemos considerar vender alguns de nossos ativos. Nosso Plano de Estratégia Corporativa para 2015 a 2030

reforça nosso objetivo de alcançar uma posição de liderança global em produção de energia limpa até 2030, mantendo

nossos índices de retorno em níveis competitivos, conforme estabelecido em nossa Visão do Sistema da Eletrobras para

2030: “Para estar entre as três maiores empresas de energia limpa do mundo e entre as dez maiores empresas de energia

elétrica no mundo, com rentabilidade comparável ao melhor do setor e sendo reconhecida por todos os seus acionistas.”

Limitar nossa exposição às nossas empresas de distribuição. Continuamos a preparar nossas empresas de distribuição

para privatização até 31 de dezembro de 2017. Em novembro de 2016, a Celg-D foi vendida através de leilão da

BM&FBovespa com prêmio de 28% e o contrato foi assinado em fevereiro de 2017. A transferência de controle das seis

empresas de distribuição restantes foi aprovada pela 165ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, realizada em

24 de junho de 2016, e essas empresas estão incluídas no plano de privatização do Governo Federal denominado

“Crescer”. Essas empresas continuam prestando serviços aos consumidores de forma temporária até a sua privatização.

No entanto, estas seis empresas de distribuição continuam a utilizar os seus melhores esforços para reduzir os custos

operacionais e aumentar a sua base de ativos reguladores.

Page 41: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Buscamos manter altos padrões de governança corporativa e promover sustentabilidade a fim de reforçar nosso

valor de marca bem como a apreciação do mercado de nossas ações. Utilizamos um modelo de governança

corporativa baseado nos princípios de transparência e equidade, definindo as funções e responsabilidades do Conselho de

Administração, do Conselho Fiscal e da Diretoria Executiva. Os requisitos e responsabilidades de nossos órgãos de

governança estão refletidos em nossos estatutos e políticas internas. Fornecemos diretrizes para os membros de nosso

Conselho de Administração e Conselho Fiscal, bem como para nossos representantes em controladas e entidades de

propósito específico (SPEs). Estas diretrizes especificam o modo de atuar, selecionar, indicar, avaliar e qualificar os

representantes dos órgãos de governança. Em 2016, revisamos e atualizamos nosso Código de Ética, visando a adaptação

à nova legislação brasileira voltada para a ética e a integridade. Além disso, nosso estatuto social prevê situações de

conflito de interesses, segundo as quais o diretor está proibido de votar em assuntos conflitantes com seus interesses ou

que se refiram a terceiros sob sua influência. Para evitar possíveis conflitos e o uso de informações confidenciais e

estratégicas, o Diretor Presidente e os diretores não podem desempenhar funções administrativas ou consultivas em

empresas do setor privado, concessionárias de serviços públicos de energia elétrica ou em empresas privadas do setor

elétrico que não sejam controladas, controladas, SPEs e concessionárias estatais, nas quais tenham participação societária,

e nas quais possam ser nomeados para os respectivos Conselhos de Administração e Conselho Fiscal. Além disso, em

2016, aprimoramos nossas práticas de governança no que se refere à qualificação de nossos gestores, exigindo que

qualquer candidato a tais cargos atenda aos requisitos das Leis nº 6.404/1976 e da Lei nº 13.303/2016, Decreto nº

8.945/2016, nossos estatutos, bem como outros requisitos regulamentares e legais aplicáveis, como o banco de dados de

sanções aplicado pela Comissão de Ética, conforme artigo 22 do Decreto nº 6.029/2007, e os sites da CVM, do Tribunal

de Contas da União (TCU), do Tribunal de Contas do Estado (TCE) e do Tribunal Superior Eleitoral (TSE). Em

cumprimento à Lei nº 13303/2016 e ao Decreto nº 8.945/2016, criamos a Comissão Interna Transitória de Elegibilidade

(CITE). A CITE auxilia nossos acionistas na nomeação de membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal,

indicando se eles cumprem os requisitos e proibições do artigo 21, inciso I, do Decreto nº 8.945/2016. A CITE engloba a

nossa holding e todas as nossas empresas controladas.

35

Page 42: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nossas ações estão listadas em três mercados de ações: a Bolsa de Valores de São Paulo - BM&FBOVESPA (ELET3 e

ELET6), na qual está listada como Nível de Governança Corporativa 1; a Bolsa de Valores de Madrid (XELTO e XELTB), por

meio do Programa da LATIBEX; e a Bolsa de Valores de Nova York - NYSE (EBR e EBR-B), na qual está negocia Recibos

Depositários Americanos de Nível 2 (ADRs). Utilizamos a conformidade com diversos regulamentos das bolsas de valores

como roteiro para a contínua implementação de melhores práticas em governança corporativa. Nossos atuais padrões de

governança corporativa refletem amplamente as orientações do nosso Plano Estratégico Corporativo para 2015 e 2030

recentemente divulgado e estão incluídos nos manuais de auditoria e administração, nos regulamentos internos do Conselho de

Administração e do Conselho Fiscal bem como em nosso estatuto social. Acreditamos que o aperfeiçoamento contínuo de

nossos padrões de governança corporativa nos ajudará a alcançar o crescimento, rentabilidade e aumento de participação no

mercado em decorrência do efeito positivo que esses padrões têm sobre nossa marca, em âmbito nacional e internacional. Como

parte desta estratégia, estabelecemos controles e procedimentos, em conformidade com a Sarbanes Oxley Act de 2002. Para

mais discussões de nossos controles internos, ver “Item 15 - Controles e Procedimentos” e “Fatores de Risco - Riscos

Relacionados à nossa Empresa - Se não conseguirmos remediar as fraquezas materiais relevantes em nossos controles internos,

a confiabilidade de nosso relatório financeiro e a elaboração de nossas demonstrações financeiras consolidadas podem ser

afetadas prejudicialmente”. Além disso, somos signatários do Pacto Global das Nações Unidas, a maior iniciativa de

responsabilidade corporativa mundial, e, pelo nono ano consecutivo, fomos selecionados como membro do Índice de

Sustentabilidade Corporativa da BM&FBOVESPA pelo décimo ano consecutivo. De 2011 a 2016, fomos incluídos no Índice

Dow Jones de Sustentabilidade para Mercados Emergentes.

Identificar seletivamente as oportunidades de crescimento em alguns mercados internacionais. Em conformidade

com nosso Plano Estratégico Corporativo para 2015 a 2030, nosso objetivo é aperfeiçoar nossos negócios de geração e

transmissão fora do Brasil para alcançar taxas de retorno mais elevadas do que aquelas que percebemos no Brasil. O nosso

objetivo estratégico é gerar nova energia que pode ser adicionada ao Sistema Interligado Nacional e integrar certos

sistemas de energia elétrica nas Américas.

Nosso Conselho de Administração aprovou, em 9 de novembro de 2016, nosso Plano Diretor Empresarial e de Gestão (PDNG) para o

período de cinco anos 2017-2021, ou PDNG 2017-2021. O PDNG 2017-2021, que é baseado em nosso Plano Estratégico 2015-2030,

inclui um conjunto de iniciativas para alcançar os objetivos estratégicos, mantendo o alinhamento com nossa Identidade de Negócio -

Missão, Visão e Valores - apresentada em nosso Plano Estratégico 2015-2030. Ele considera o conjunto de três elementos estratégicos

(pilares) ilustrados na figura seguinte com as respectivas iniciativas:

36

Page 43: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

37

Page 44: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Procuramos melhorar nossas práticas de governança e conformidade através das seguintes ações:

1. Alinhamento de estatutos e limites de aprovação;

2. Implementação do programa de conformidade 5 Dimensões;

3. Eliminação das deficiências materiais; e

4. Implementação de uma abordagem para inclusão em índices e obtenção de Prêmios de Governança Corporativa.

Procuramos melhorar nossas práticas de disciplina financeira através das seguintes ações:

1. Diminuição dos investimentos;

2. Privatização das empresas de distribuição;

3. Venda de um imóvel administrativo;

4. Venda de participações societárias em determinadas SPEs;

5. Otimização fiscal; e

6. Reestruturação societária destinada a se beneficiar de créditos fiscais.

Procuramos melhorar nossas práticas de excelência operacional através das seguintes ações:

1. Reestruturação organizacional;

2. Plano de aposentadoria extraordinária (PAE);

3. Implementação do software corporativo PRO-ERP;

4. Centro de serviços compartilhados;

5. Redução de custos administrativos;

6. Redução de horas extraordinárias, exposição perigosa e pagamentos adicionais em espera;

7. Estratégia regulamentar para nossa geração e transmissão; e

8. Comercialização conjunta de energia entre nosso grupo.

Geração

Nossa principal atividade é a geração de eletricidade. As receitas líquidas (incluindo receitas financeiras no nível da Empresa

controladora) da geração representavam 31,7%, 61,8% e 70,7% de nossas receitas operacionais líquidas (antes das eliminações) nos

exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, respectivamente.

Em conformidade com a Lei no 5.899, de 5 de julho de 1973, e Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, nos devemos transferir

toda energia contratada pela Itaipu às empresas de distribuição nas regiões sul, sudeste e centro-oeste do Brasil (ver “Item 5, Revisão e

Prospectivas Operacionais e Financeiras - Mercado de Energia Elétrica - Itaipu”).

Possuíamos uma capacidade instalada de 46,857 MW em 31 de dezembro de 2016, 45.391 MW em 31 de dezembro de 2015 e 44.156

MW em 31 de dezembro de 2014. O aumento na capacidade ao longo desses períodos demonstra crescimento contínuo. Além disso,

temos cerca de 14.000 MW em projetos planejados em todo o Brasil até 2024, dos quais 13.000 MW estão em construção e 1.000

MW onde as construções ainda estão para começar. São incluídas parcerias e empreendimentos corporativos entre esses 14.000 MW,

sendo 8.100 MW equivalentes à participação acionária que possuímos. Temos estudos de viabilidade em parceria para uma

capacidade adicional de aproximadamente 21.309 MW.

38

Page 45: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O mapa a seguir demonstra a localização geográfica de nossos ativos de geração em 31 de dezembro de 2016:

Concessões

Em 31 de dezembro de 2016, operamos segundo as seguintes concessões/autorizações concedidas pela ANEEL para nossos negócios

de geração:

39

Page 46: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina

Capacidade Instalada Fim da Concessão

Início do Serviço ou Estimativa para

Começar

Projetos Operacionais

CGTEE

Candiota III - Fase C Rio Grande do Sul Termal 350,00 Julho de 2041 Janeiro de 2011

P. Médici (Candiota) Rio Grande do Sul Termal 383,00 Julho de 2015 Janeiro de 1974

Chesf

Araras Ceará Hidrelétrica 4,00 Julho de 2015 Fevereiro de 1967

Boa Esperança (Castelo Branco) Piauí Hidrelétrica 237,30 Dezembro de 2042 Janeiro de 1970

Camaçari(1) Bahia Termal 346,80 Agosto de 2027 Fevereiro de 1979

Complexo de Paulo Afonso e

Apolônio Sales

Bahia Hidrelétrica 4.279,60 Dezembro de 2042 Janeiro de 1955

Curemas Paraíba Hidrelétrica 3,52 Novembro de 2024 Junho de 1957

Funil Bahia Hidrelétrica 30,00 Dezembro de 2042 Março de 1962

Luiz Gonzaga (Itaparica) Pernambuco Hidrelétrica 1.479,60 Dezembro de 2042 Fevereiro de 1988

Pedra Bahia Hidrelétrica 20,00 Dezembro de 2042 Abril de 1978

Sobradinho Bahia Hidrelétrica 1.050,30 Fevereiro de 2052 Abril de 1979

Xingó Sergipe Hidrelétrica 3.162,00 Dezembro de 2042 Abril de 1994

Eletronorte

Araguaia(4) Mato Grosso Termal 20,0 (14) Abril de 2016

Coaracy Nunes Amapá Hidrelétrica 78,00 Dezembro de 2042 Outubro de 1975

Complexo de Tucuruí Pará Hidrelétrica 8.535,00 Julho de 2024 Novembro de 1984

Curuá-Una Pará Hidrelétrica 30,30 Julho de 2028 Abril de 1977

Rio Acre Acre Termal 45,49 Abril de 2025 Dezembro de 1994

Rio Branco I(3) Acre Termal 18,65 Julho de 2020 Fevereiro de 1998

Rio Branco II(3) Acre Termal 32,75 Julho de 2020 Abril de 1981

Rio Madeira(2) Rondônia Termal 119,35 Setembro de 2018 Abril de 1968

Samuel Rondônia Hidrelétrica 216,75 Setembro de 2029 Julho de 1989

Santana Amapá Termal 177,74 Setembro de 2019 Março de 1993

Santarém(4) Pará Termal 18,75 Não determinado Junho de 1914

Senador Arnon Afonso Farias de

Mello

Roraima Termal 85,99 Agosto de 2024 Dezembro de 1990

Furnas

Batalha Minas Gerais Hidrelétrica 52,50 Agosto de 2041 Maio de 2014

Corumbá I Goiás Hidrelétrica 375,00 Dezembro de 2042 Abril de 1997

Funil Rio de Janeiro Hidrelétrica 216,00 Dezembro de 2042 Abril de 1969

Furnas Minas Gerais Hidrelétrica 1.216,00 Dezembro de 2042 Março de 1963

Itumbiara Goiás/Minas Gerais Hidrelétrica 2.082,00 Fevereiro de 2020 Fevereiro de 1980

Luis Carlos Barreto (Estreito) SP/Minas Gerais Hidrelétrica 1.050,00 Dezembro de 2042 Janeiro de 1969

Manso(5) Mato Grosso Hidrelétrica 212,00 Fevereiro de 2035 Outubro de 2000

Marimbondo SP/Minas Gerais Hidrelétrica 1.440,00 Dezembro de 2042 Abril de 1975

Mascarenhas de Moraes Minas Gerais Hidrelétrica 476,00 Outubro de 2023 Abril de 1973

Porto Colômbia Minas Gerais/SP Hidrelétrica 320,00 Dezembro de 2042 Março de 1973

Roberto Silveira (Campos) Rio de Janeiro Termal 30,00 Julho de 2027 Abril de 1977

Santa Cruz(6) Rio de Janeiro Termal 500,00 Julho de 2015 Março de 1967

Serra da Mesa(5) Goiás Hidrelétrica 1.275,00 Novembro de 2039 Abril de 1998

Simplício Rio de Janeiro Hidrelétrica 305,70 Agosto de 2041 Junho de 2013

Eletronuclear

Angra I Rio de Janeiro Nuclear 640,00 Dezembro de 2024 Janeiro de 1985

Angra II Rio de Janeiro Nuclear 1.350,00 Agosto de 2040 Setembro de 2000

Eletrosul

Barra do Rio Chapéu Santa Catarina Hidrelétrica 15,15 Maio de 2034 Fevereiro de 2013

40

Page 47: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina

Capacidade Instalada Fim da Concessão

Início do Serviço ou Estimativa para

Começar

Capão do Inglês Rio Grande do Sul Eólico 10,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015

Coxilha Seca Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015

Wind Cerro Chato I Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Janeiro de 2012

Wind Cerro Chato II Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Agosto de 2011

Wind Cerro Chato III Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Junho de 2011

Galpões Rio Grande do Sul Eólico 8,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015

João Borges Santa Catarina Hidrelétrica 19,00 Dezembro de 2035 Julho de 2013

Megawatt Solar Santa Catarina Solar 0,93 Não aplicável Setembro de 2014

Passo São João Rio Grande do Sul Hidrelétrica 77,00 Agosto de 2041 Março de 2012

São Domingos Mato Grosso do Sul Hidrelétrica 48,00 Dezembro de 2037 Junho de 2013

Governador Jayme Canet Junior

(ex-Mauá)

Paraná Hidrelétrica 363,14 Julho de 2042 Novembro de 2012

Amazonas GT

Aparecida Amazonas Termal 166,50 Julho de 2020 Fevereiro de 1984

Balbina Amazonas Hidrelétrica 249,75 Março de 2027 Janeiro de 1989

Flores Amazonas Termal 80 Agosto de 2016 Fevereiro de 2008

Iranduba Amazonas Termal 25 Agosto de 2016 Novembro de 2010

Mauá Amazonas Termal 124 Julho de 2020 Abril de 1973

São José Amazonas Termal 50 Agosto de 2016 Fevereiro de 2008

Amazonas Energia

Sistema isolado Amazonas Termal 406,8

SPEs Operacionais

Baguari Minas Gerais Hidrelétrica 140,00 Agosto de 2041 Setembro de 2009

Banda de Couro(16) Bahia Eólico 32,9 Julho de 2049 Março de 2016

Baraunas II(16) Bahia Eólico 25,9 Julho de 2049 Março de 2016

Baraúnas I Bahia Eólico 32,90 Abril de 2049 Novembro de 2015

Belo Monte(19) Pará Hidrelétrica 1.988,70 Agosto de 2045 Abril de 2016

Caiçara I Rio Grande do Norte Eólico 27,00 Junho de 2047 Novembro de 2015

Caiçara II Rio Grande do Norte Eólico 18,00 Julho de 2047 Novembro de 2015

Cerro Chato IV, V, VI, Ibirapuitã e

Trindade

Rio Grande do Sul Eólico 25,20 Março de 2047 Novembro de 2013

Chuí 09 Rio Grande do Sul Eólico 17,90 Maio de 2049 Outubro de 2015

Chuí I para V, e Minuano I e II Rio Grande do Sul Eólico 144,00 Abril de 2047 Maio de 2015

Dardanelos Mato Grosso Hidrelétrica 261,00 Julho de 2042 Agosto de 2011

Foz de Chapecó Rio Grande do Sul/Santa Catarina

Hidrelétrica 855,00 Novembro de 2036 Outubro de 2010

Geribatu I a X Rio Grande do Sul Eólico 258,00 Abril de 2047 Fevereiro de 2015

Jirau(7) Rondônia Hidrelétrica 3.750,00 Agosto de 2043 Setembro de 2013

Junco I Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2047 Novembro de 2015

Junco II Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2047 Novembro de 2015

Mangue Seco 2 Rio Grande do Norte Eólico 26,00 Junho de 2032 Setembro de 2011

Morro Branco I Bahia Eólico 32,90 Abril de 2049 Outubro de 2015

Mussambê Bahia Eólico 32,90 Fevereiro de 2049 Outubro de 2015

Parque Eólico Miassaba 3 Rio Grande do Norte Eólico 68,50 Agosto de 2045 Maio de 2014

Parque Eólico Rei dos Ventos 1 Rio Grande do Norte Eólico 58,50 Dezembro de 2045 Maio de 2014

Parque Eólico Rei dos Ventos 3 Rio Grande do Norte Eólico 60,10 Dezembro de 2045 Maio de 2014

Pedra Branca Bahia Eólico 30,00 Fevereiro de 2046 Março de 2013

Peixe Angical Tocantins Hidrelétrica 498,80 Novembro de 2036 Junho de 2006

Retiro Baixo Minas Gerais Hidrelétrica 82,00 Agosto de 2041 Março de 2010

Rouar S.A. Uruguai- Eólico 65,10 Dezembro de 2034 Dezembro de 2014

Santa Joana I(12) Piauí Eólico 30,00 Junho de 2049 Janeiro de 2016

Santa Joana III(12) Piauí Eólico 29,60 Junho de 2049 Janeiro de 2016

41

Page 48: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina

Capacidade Instalada Fim da Concessão

Início do Serviço ou Estimativa para

Começar

Santa Joana IV(12) Piauí Eólico 27,200 Junho de 2049 Janeiro de 2016

Santa Joana V(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Janeiro de 2016

Santa Joana VII(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Fevereiro de 2016

Santo Augusto IV(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Janeiro de 2016

Santa Joana IX Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Agosto de 2015

Santa Joana X Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santa Joana XI Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santa Joana XII Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santa Joana XIII Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santa Joana XV Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santa Joana XVI Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015

Santo Antônio(8) Rondônia Hidrelétrica 3.568,30 Junho de 2043 Março de 2012

São Pedro do Lago Bahia Eólico 28,9 Fevereiro de 2046 Março de 2013

Serra das Vacas I Pernambuco Eólico 23,90 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Serra das Vacas II Pernambuco Eólico 22,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Serra das Vacas III Pernambuco Eólico 22,24 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Serra das Vacas IV Pernambuco Eólico 22,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Serra do Facão Goiás Hidrelétrica 212,60 Novembro de 2036 Julho de 2010

Serra do Navio Amapá Termal 23,30 Maio de 2037 Junho de 2008

Sete Gameleiras Bahia Eólico 30,00 Fevereiro de 2046 Março de 2013

Teles Pires(10) Pará/Mato Grosso Hidrelétrica 1.819,80 Junho de 2046 Novembro de 2015

Três Irmãos(9) SP Hidrelétrica 807,50 Outubro de 2044 Outubro de 2014

Verace 24 a 27 Rio Grande do Sul Eólico 57,30 Junho de 2049 Novembro de 2015

Verace 28 a 31 Rio Grande do Sul Eólico 57,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Verace 34 a 36 Rio Grande do Sul Eólico 48,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015

Projetos em desenvolvimento

Angra III Rio de Janeiro Nuclear 1.405,00 Dezembro de 2062 Janeiro de 2023

Anta Rio de Janeiro/ Minas Gerais

Hidrelétrica 28,00 Agosto de 2041 UG1 (Setembro de 2018) e UG2 (Dezembro de 2018)

Casa Nova I Bahia Eólico 180,00 Não aplicável indefinido

Casa Nova II Bahia Eólico 28,00 Maio de 2049 Dezembro de 2017

Casa Nova III Bahia Eólico 24,00 Maio de 2049 Dezembro de 2017

Mauá 3 Amazonas Termal 590,7 Novembro de 2044 April de 2017

Projetos de SPE em

desenvolvimento

Acauã Bahia Eólico 12,00 Abril de 2049 Outubro de 2017

Angical 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Maio de 2017

Arapapá Bahia Eólico 10,00 Abril de 2049 Outubro de 2017

Belo Monte Pará Hidrelétrica 11.233,10 Agosto de 2045 Abril de 2016

Bom Jesus Ceará Eólico 18,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018

Cachoeira Ceará Eólico 12,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018

Caititú 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Novembro de 2017

Caititú 3 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Dezembro de 2017

Carcará Bahia Eólico 10,00 Abril de 2049 Janeiro de 2018

Carnaúba I Rio Grande do Norte Eólico 22,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Carnaúba II Rio Grande do Norte Eólico 18,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Carnaúba III Rio Grande do Norte Eólico 16,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Carnaúba V Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Cervantes I Rio Grande do Norte Eólico 16,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Cervantes II Rio Grande do Norte Eólico 12,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Coqueirinho 2 Bahia Eólico 20,00 Junho de 2049 Maio de 2017

Corrupião 3 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Fevereiro de 2018

42

Page 49: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina

Capacidade Instalada Fim da Concessão

Início do Serviço ou Estimativa para

Começar

Famosa I Rio Grande do Norte Eólico 22,50 Maio de 2047 Outubro de 2018

Jandaia Ceará Eólico 28,80 Agosto de 2047 Novembro de 2019

Jandaia I Ceará Eólico 19,20 Julho de 2047 Novembro de 2019

Nossa Senhora de Fátima Ceará Eólico 28,80 Agosto de 2047 Novembro de 2019

Papagaio Bahia Eólico 18,00 Junho de 2049 Setembro de 2017

Pau Brasil Ceará Eólico 15,00 Março de 2047 Outubro de 2018

Pitimbu Ceará Eólico 18,00 Março de 2049 Dezembro de 2018

Punaú I Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018

Rosada Rio Grande do Norte Eólico 30,00 Maio de 2047 Outubro de 2018

Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina

Capacidade Instalada Fim da Concessão

Início do Serviço ou Estimativa para

Começar

São Caetano Ceará Eólico 25,20 Abril de 2049 Dezembro de 2018

São Caetano I Ceará Eólico 18,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018

São Clemente Ceará Eólico 19,20 Julho de 2047 Novembro de 2019

São Galvão Ceará Eólico 22,00 Março de 2049 Dezembro de 2018

São Januário Ceará Eólico 19,20 Junho de 2047 Novembro de 2019

São Manoel Mato Grosso/Pará Hidrelétrica 700,00 Abril de 2049 Janeiro de 2018

São Paulo Ceará Eólico 17,50 Março de 2047 Outubro de 2018

Sinop Mato Grosso Hidrelétrica 408,00 Dezembro de 2047 Dezembro de 2018

Tamanduá Mirim 2 Bahia Eólico 24,00 Junho de 2049 Junho de 2017

Teiú 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Outubro de 2017

Projeto de SPE planejados

Arara Azul Rio Grande do Norte Eólico 27,50 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Bentevi Rio Grande do Norte Eólico 15,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Itaguaçu da Bahia Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ouro Verde I Rio Grande do Norte Eólico 27,50 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Ouro Verde II Rio Grande do Norte Eólico 30,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Ouro Verde III Rio Grande do Norte Eólico 25,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Santa Rosa Ceará Eólico 20,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018

Serra do Mel I Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018

Serra do Mel II Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018

Serra do Mel III Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Uirapuru Ceará Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018

Ventos de Angelim Ceará Eólico 24,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018

Ventos de Santa Luiza Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de Santa Madalena Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de Santa Marcella Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de Santa Vera Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de Santo Antônio Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de São Bento Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de São Cirilo Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

43

Page 50: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Ventos de São João Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

Ventos de São Rafael Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019

(1) A capacidade corresponde a cinco máquinas, que totalizam 346.803 MW. A usina pode operar usando petróleo e gás

natural. Nós solicitamos o cancelamento da concessão das termelétricas de Camaçari. O pedido está atualmente sendo

processado pela ANEEL. De acordo com as exigências da ANEEL, apenas a unidade 3 está atualmente em funcionamento,

gerando 69,12 MW. A capacidade total instalada será ajustada quando houver a decisão final da ANEEL.

(2) De acordo com o Despacho ANEEL nº 23, de 28 de janeiro de 2014, os ativos do Rio Madeira foram declarados fora de serviço.

(3) O despacho ANEEL nº 136, de 28 de janeiro de 2014, recomendou ao MME a extinção da autorização de Rio Branco I e Rio

Branco II.

(4) De acordo com a Portaria MME nº 88, de 27 de fevereiro de 2014, a concessão da usina de Santarém é temporária e reservada

para situações de emergência. A Ordem Processual 338 da ANEEL, de 02 de fevereiro de 2015, alterou a capacidade instalada

da usina de Santarém, de 10,00 MW para 18,75 MW. Tanto as usinas de Araguaia como de Santarém não são ativos da

Eletronorte e utilizam equipamentos temporários e contratos de arrendamento de serviços de O&M para cumprir as Portarias

MME 088/2014 (Santarém) e 333/2015 (Araguaia).

(5) UHEs compartilhadas, porém, a Furnas adquire a participação de seu parceiro por meio de contratos de compra de energia -

considerando a garantia física e a geração total de cada UHE.

(6) O total de 500MW não inclui a capacidade de geração das unidades 3 e 4, que tiveram suas operações temporariamente

suspensas pela ANEEL, nos termos do Despacho nº 3.263, de 19 de outubro de 2012. Esse valor, contudo, inclui 150 MW que

não está disponível atualmente, devido a atrasos na construção da usina. Quando a usina estiver pronta, as unidades 11 e 21

funcionarão em combinação com as unidades 1 e 2. A energia assegurada de 401,2 MW é relacionada à capacidade instalada de

500 MW.

(7) Operando com 3.750 MW.

(8) 44 unidades (de um total de 50) operando no quarto trimestre de 2016, totalizando 3.150,43 MW, de potência total de

3.568 MW.

(9) A Cesp não renovou a concessão da Usina Três Irmãos em novembro de 2011. No leilão nº 002/2014 - ANEEL, ocorrido em 28 de

março de 2014, o consórcio Furnas (49,9%) e o consórcio FIP CONSTANTINOPLA (50,1%) conquistaram a concessão da usina de

Três Irmãos, com proposta de contratação de energia elétrica (GAG), incluindo os custos de operação, manutenção, administração,

compensação e amortização da usina hidrelétrica, quando aplicável, nos termos do artigo 8º da Lei nº 12.783/2013, para um período de

30 anos a contar da data de vigência do respectivo Contrato de Concessão, celebrado em outubro de 2014.

(10) Todas as cinco unidades geradoras estão operando.

(11) Atualmente em processo de obtenção de licenças ambientais.

(12) A Chapada do Piauí II Holding S.A. incorporou as ações das SPE Ventos de Santa Joana I, III, IV, V, VII e Santo Augusto IV

Energia Renováveis S.A.

(13) 1.988,7 MW sob operação. As operações começaram em 2016.

(14) A ANEEL, por meio da Resolução nº 5.682, em agosto de 2016, autorizou a Eletronorte a operar a usina de Araguaia, no âmbito

do regime PIEE, em Querência (MT). A autorização permaneceu em vigor até janeiro de 2017, mas sua operação é mantida até

2019 ou até a entrada em operação da Solução Estrutural de Abastecimento na Região do Baixo Araguaia, de acordo com a

Portaria MME nº 333 de 21 de julho de 2015.

Fonte: Sistema Eletrobras.

Tipos de Usinas

As usinas de energia hidrelétrica contabilizavam 89,1% de nossa energia total gerada em 2016, em comparação a 87.9% em 2015 e

87.7% em 2014.

Nós também geramos eletricidade por meio de nossas usinas termais e nucleares. As usinas termais contabilizavam 3,6% de nossa

energia total gerada em 2016, em comparação a 5,0% em 2015 e 5,2% em 2014. As usinas nucleares contabilizavam 7,2% de nossa

energia total gerada em 2016, em comparação a 7,1% em 2015 e 7,1% em 2014.

A tabela a seguir estabelece o valor total de eletricidade gerada nos períodos indicados, medida em megawatt-horas, discriminado por

tipo de usina:

44

Page 51: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

(MWh)

Tipo de usina:

Hidroelétrica(1) 195.375.915,67 183.912.559,88 191.970.101,40

Termal 7.841.685,90 10.519.882,87 11.411.711,52

Nuclear 15.864.289,07 14.808.265,57 15.433.251,78

Total(2) 219.081.890,64 209.240.708,32 218.815.064,70

(1) Incluindo 100% da Usina de Itaipu.

(2) Não considera MWh produzidos por qualquer usina eólica.

Usinas Hidrelétricas

As usinas hidrelétricas são nossa fonte de eletricidade mais eficientes economicamente, embora dependa significativamente de fatores

meteorológicos, tais como o nível de precipitação. Com base em nossa experiência com ambos os tipos de usinas, acreditamos que os

custos de construção das usinas hidrelétricas são maiores que das usinas termoelétricas; entretanto, a vida útil média das usinas

hidrelétricas é maior. Utilizamos nossas usinas hidrelétricas para fornecer a maior parte de nossa eletricidade primária e de back-up

durante períodos de pico de alta demanda. Durante períodos de rápida mudança no abastecimento e demanda, as usinas hidrelétricas

também fornecem flexibilidade de produção superior às nossas outras formas de geração elétrica, pois estamos aptos a aumentar

instantaneamente (ou diminuir) a produção a partir dessas fontes, em contraste às instalações termoelétricas ou nucleares em que há

um intervalo de tempo enquanto a produção é ajustada.

Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos e operávamos 47 usinas hidrelétricas. Além disso, detemos uma participação de 50,0% na Itaipu,

os outros 50,0% da qual são detidos por uma entidade governamental paraguaia e participações na Peixe Angical (40,0%), Jirau (40,0%),

Serra do Facão (49,5%), Retiro Baixo (49,0%), Foz do Chapecó (40,0%), Baguari (15,0%), Dardanelos (49%), Santo Antônio (39,0%), Teles

Pires (49%), Três Irmãos (49,9%) e Belo Monte (49,98%). Além disso, detemos uma participação na Serra da Mesa (48,5%), Manso (70,0%)

e Mauá (49,0%). A ONS é única responsável por determinar, em qualquer exercício, a quantidade de eletricidade que cada uma de nossas

usinas deve gerar. Em 31 de dezembro de 2016, a capacidade total instalada de nossas usinas hidrelétricas era 40.870 MW (incluindo 50,0%

de Itaipu e nossas participações nas SPEs referidas acima). A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às usinas hidrelétricas

detidas por nós e com parceiros em 31 de dezembro de 2016 e para o exercício então findo:

Capacidade(1) Instalada Energia Garantida(2) Início do Serviço

(MW)

Usinas Hidrelétricas

Araras 4,00 - Fevereiro de 1967

Baguari(3) 140,00 80,00 Setembro de 2009

Balbina 249,75 132,50 Janeiro de 1989

Barra do Rio Chapéu 15,15 8,61 Fevereiro de 2013

Batalha 52,50 48,80 Maio de 2014

Boa Esperança (Castelo Branco) 237,30 143,00 Janeiro de 1970

Coaracy Nunes(4) 78,00 62,6 Outubro de 1975

Complexo de Paulo Afonso(5) e Piloto 4.279,60 2.225,00 Janeiro de 1955

Corumbá I 375,00 209,00 Abril de 1997

Curemas 3,52 1,00 Junho de 1957

Curuá-Una 30,30 24,00 Abril de 1977

Dardanelos(6) 261,00 154,90 Agosto de 2011

Foz do Chapecó(7) 855,00 432,00 Outubro de 2010

Funil 216,00 121,00 Abril de 1969

Funil (Chesf) 30,00 10,91 Março de 1962

Furnas 1.216,00 598,00 Março de 1963

Itaipu (8) 14.000,00 8.577,00 Março de 1985

Itumbiara 2.082,00 1.015,00 Fevereiro de 1980

Jirau(9) 3.750,00 2.184,60 Setembro de 2013

João Borges 19,00 10,14 Julho de 2013

Luis Carlos Barreto (Estreito) 1.050,00 495,00 Janeiro de 1969

Luiz Gonzaga (Itaparica) 1.479,60 959,00 Fevereiro de 1988

Manso (70%)(10) 212 92,00 Outubro de 2000

Marimbondo 1.440,00 726,00 Abril de 1975

45

Page 52: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Capacidade(1) Instalada Energia Garantida(2) Início do Serviço

(MW)

Mascarenhas de Moraes 476,00 295,00 Abril de 1973

Gov. Jayme Canet Jr. (ex-Mauá)(11) 363,14 96,9 Novembro de 2012

Passo São João 77,00 41,10 Março de 2012

Pedra 20,00 3,74 Abril de 1978

Peixe Angical(12) 498,80 280,50 Junho de 2006

Porto Colômbia 320,00 185,00 Março de 1973

Retiro Baixo(13) 82,00 38,50 Março de 2010

Samuel 216,75 92,70 Julho de 1989

Santo Antônio(14) 3.568,30 2.424,20 Março de 2012

São Domingos 48,00 36,40 Junho de 2013

Serra da Mesa (48.5%)(10) 1.275 671,00 Abril de 1998

Serra do Facão(15) 212,60 182,40 Julho de 2010

Simplício 305,70 175,4 Junho de 2013

Sobradinho 1.050,30 531,00 Abril de 1979

Teles Pires 1.819,80 567,40 Novembro de 2015

Três Irmãos(16) 807,50 217,50 Outubro de 2014

Tucuruí 8.535,00 4.140,00 Novembro de 1984

Xingó 3.162,00 2.139,00 Abril de 1994

(1) A capacidade instalada de Itaipu é 14.000 MW. A Itaipu é igualmente detida pelo Brasil e Paraguai.

(2) A energia garantia é o valor máximo ao ano que cada usina é permitida a vender em licitações/abastecimento ao Sistema

Nacional Interligado, um valor determinado pela ONS. Qualquer energia produzida além da energia garantida é vendida no

Ambiente de Contratação Livre.

(3) Nós possuímos 15,0% da usina Baguari. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(4) A usina Coaracy Nunes faz parte do sistema isolado e não tem uma restrição de energia assegurada.

(5) Complexo de Paulo Afonso tem 5 (cinco) usinas.

(6) Detemos 49,0% da usina de Dardanelos. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(7) Detemos 40,0% da usina de Foz do Chapecó. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(8) Detemos 50,0% da usina de Itaipu. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(9) Detemos 40,0% da usina de Jirau. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(10) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os valores nesta tabela se referem à capacidade/utilização

de cada usina.

(11) Detemos 49,0% da usina de Mauá. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(12) Detemos 40,0% da usina de Peixe Angical. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(13) Detemos 49,0% da usina de Retiro Baixo. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(14) Detemos 39,0% da usina de Santo Antônio. Em 31 de dezembro de 2016, a capacidade operacional instalada era 3.150,43 MW.

(15) Detemos 49,5% da usina de Serra do Facão. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

(16) Detemos 49,9% da usina de Três Irmãos. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

A tabela abaixo descreve a energia gerada pelas usinas hidrelétricas detidas por nós, a energia garantida e a utilização operacional

efetiva em 31 de dezembro de 2016. Convertemos a medição da energia garantida para MWh, de modo a compara-la à energia gerada.

Energia Garantida

Energia Gerada(1)

Uso Operacional

Efetivo

(MWh) (%)

Usinas Hidrelétricas

Balbina 1.158.948,00 466.756,25 40,3 %

Barra do Rio Chapéu 75.423,60 67.029,01 88,9 %

Batalha 427.488 107.235,85 25,1 %

Boa Esperança (Castelo Branco) 1.252.680 906.408,73 72,4 %

Coaracy Nunes 548.376 500.106,68 91,2 %

Complexo de Paulo Afonso e Piloto 19.491.000 7.106.173,57 36,5 %

Corumbá I 1.830.840 1.200.780,83 65,6 %

Curemas 8.760 2,99 0,0 %

46

Page 53: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Energia Garantida

Energia Gerada(1)

Uso Operacional

Efetivo

(MWh) (%)

Curuá-Uma 210.240 163.562,38 77,8 %

Funil(Furnas) 1.059.960 677.989,49 64,0 %

Funil (Chesf) 95.571,60 21.881,96 22,9 %

Furnas 5.238.480 3.087.620,58 58,9 %

Itumbiara 8.891.400 4.625.646,25 52,0 %

João Borges 88.826,40 77.763,63 87,5 %

Luis Carlos Barreto (Estreito) 4.336.200 2.737.021,32 63,1 %

Luiz Gonzaga (Itaparica) 8.400.840 3.134.197,03 37,3 %

Manso (70%)(2) 805.920 624.564,63 77,5 %

Marimbondo 6.359.760 6.198.129,39 97,5 %

Mascarenhas de Moraes 2.584.200 1.671.113,97 64,7 %

Gov. Jayme Canet Jr. (ex-Mauá)(3) 848.581,20 1.348.173,67 158,9 %

Passo São João 360.036 396.513,57 110,1 %

Pedra 32.762,40 29.968,20 91,5 %

Porto Colômbia 1.620.600 1.519.290,28 93,7 %

Samuel 812.052 502.385,11 61,9 %

São Domingos 318.864 253.335,45 79,4 %

Serra da Mesa(2) 5.877.960 3.251.634,76 55,3 %

Simplício 1.536.504 818.611,53 53,3 %

Sobradinho 4.651.560 1.468.453,76 31,6 %

Tucuruí 36.266.400 25.752.222,97 71,0 %

Xingó 18.737.640 8.152.383 43,5 %

Total 133.927.873,20 76.866.957,48 57,4 %

(1) Excluindo (i) Itaipu, que é detida igualmente pelo Brasil e Paraguai; e (ii) qualquer energia gerada por meio de nossa

participação nas SPEs.

(2) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os números nesta tabela referem-se a toda a

capacidade/utilização da usina.

(3) Detemos 49,0% da usina de Mauá. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.

Ver “- Concessões” para informações sobre as usinas de energia hidrelétrica operada pela Chesf, Eletronorte e Furnas.

As usinas hidrelétricas no Brasil devem pagar uma taxa de royalty de 6,75% da energia gerada aos estados e municípios brasileiros

nos quais as usinas estão localizadas ou nos quais os terrenos podem ter sido inundados pelo reservatório de uma usina para uso de

recursos hidrológicos. As taxas são estabelecidas independentemente por estado e/ou município, conforme aplicável, e são baseadas

no valor de energia gerada por cada usina e são pagas diretamente aos estados e municípios. As taxas para os estados e municípios nos

quais operamos eram R$ 362 milhões em 2016 em comparação a R$ 348,9 milhões em 2015 e R$ 387 milhões em 2014. Essas taxas

são incluídas como custos operacionais em nossas demonstrações financeiras consolidadas.

Nossas controladas adquiriram concessões para a construção de 8 novas usinas de energia hidrelétrica. Belo Monte começou

parcialmente as operações em 2016, apesar de ainda estar em construção. As informações relacionadas às novas usinas estão

estabelecidas na tabela a seguir:

Capacidade Instalada

Início da Construção Início do Serviço(1)

(MW)

Novas usinas:

Belo Monte(1) 11.233,0 Agosto de 2011 Abril de 2016

Coxilha Rica(3) 18,0 - -

Santo Antônio(2) 3.568,3 Agosto de 2008 Março de 2012

Santo Cristo(3) 19,5 - -

São Manoel 700,0 Agosto de 2014 Janeiro de 2018

47

Page 54: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Capacidade Instalada

Início da Construção Início do Serviço(1)

(MW)

Sinop 408,0 Dezembro de 2013 Dezembro de 2018

Anta 28,0 Março de 2007 Maio de 2018

(1) Capacidade instalada de 1.988 MW em operação.

(2) 44 turbinas operando, totalizando 3.150,4 MW de capacidade instalada.

(3) Com relação a Santo Cristo há uma intenção de desinvestir ou formar uma parceria. O convite público para investidores está em

estudo. E no que se refere à Coxilha Rica, há questões de obtenção das licenças pertinentes do IPHAN (Instituto do Patrimônio

Histórico e Artístico Nacional).

Pretendemos financiar essas usinas a partir do fluxo de caixa das operações, futuros pagamentos de indenização recebidos em

conformidade com a Lei no 12.783/2013, recebíveis dos empréstimos concedidos à Itaipu e, se necessário, dos financiamentos obtidos

nos mercados internacionais de capital e/ou agências multilaterais.

Usinas Termoelétricas

Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos e operávamos 114 usinas termoelétricas, incluindo 49,00% na usina de Serra do Navio. As

usinas termoelétricas incluem usinas de geração de energia por carvão, petróleo e gás. A capacidade instalada total de nossas usinas

termoelétricas era 2.991,74 MW em 31 de dezembro de 2016 em comparação a 3.782 MW em 31 de dezembro de 2015 e 4.150 MW

em 31 de dezembro de 2014.

48

Page 55: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela a seguir descreve informações relacionadas às nossas usinas termoelétricas em 31 de dezembro de 2016 e referente ao

exercício findo:

Energia Garantida(1)

Energia Gerada(2)

Uso Operacional Efetivo

(MWh) (%)

Araguaia(3) - - 100,00

Aparecida 1.629.360 508.809 31,2

AS São José 167.283 130.277,42 77,9

Camaçari 401.187 11.924,42 3,0

Candiota III - Fase C 1.936.485,60 1.472.397,34 76,0

FO Flores 700.800 213.659,09 30,5

Iranduba 219.000 138.177,93 63,1

Mauá 1.137.048 841.320,75 74,0

P. Médici (Candiota) 349.173,60 808.308,58 231,5

Rio Acre - - 100,0

Rio Branco I(4) - - 100,0

Rio Branco II(4) - - 100,0

Rio Madeira - - 100,0

Roberto Silveira (Campos) 183.960 16.548,60 9,0

Santa Cruz 3.514.512 2.085.985,37 59,4

Santana 195.348 4.438,94 2,3

Santarém - 895,02 100,0

Outros Sistemas Isolados 1.572.980,64 1.608.943,12 102,3

Total 12.007.137,84 7.841.685,90 65,3

(1) A Energia Garantida somente é determinada em relação às usinas do Sistema Interligado Nacional, não do Sistema Isolado.

A maioria de nossas usinas termoelétricas é parte do sistema isolado.

(2) A Energia Gerada não inclui energia gerada por meio de nossa participação em SPEs.

(3) A ANEEL, por meio da Resolução nº 5.682, em agosto de 2016, autorizou a Eletronorte a operar a usina de Araguaia, no âmbito

do regime PIEE, em Querência, Mato Grosso. A autorização permaneceu em vigor até janeiro de 2017, mas sua operação é

mantida até 2019 ou até a entrada em operação da Solução Estrutural de Abastecimento na Região do Baixo Araguaia, de

acordo com a Portaria MME nº 333 de 21 de julho de 2015.

(4) O despacho ANEEL nº 136, de 28 de janeiro de 2014, recomendou ao MME a extinção da autorização para Rio Branco I e

Rio Branco II.

Cada uma de nossas usinas termoelétricas opera com carvão, gás e petróleo. O combustível para as usinas termoelétricas é entregue

por rodovia, trilhos, gasoduto ou via navegável, dependendo da localização da usina.

Buscamos operar nossas usinas termoelétricas em nível ideal consistente para fornecer uma fonte constante de produção de

eletricidade. Nossas usinas termoelétricas são significativamente menos eficientes e possuem vidas úteis significativamente mais

curtas do que nossas usinas hidroelétricas. Nós incorremos despesas brutas para combustível comprado para produção de energia de

R$ 759 milhões em 2016 comparado a R$ 1.250 milhões em 2015 em comparação com R$1.480 milhões para 2014, que foram

reembolsadas a partir da Conta CCC, em conformidade com a Lei no 12.111.

Recuperamos uma parcela substancial dos custos operacionais das usinas térmicas, que correspondem à diferença entre o custo de uma

usina termelétrica e o custo de uma usina hidrelétrica, através de reembolsos nos termos da conta com a CCC. O Governo Brasileiro

criou a Conta CCC em 1973 para fins de reservas financeiras de construção para cobrir os custos de uso de usinas termoelétricas por

combustível fóssil, que são mais caras para operar do que as usinas hidrelétricas, na Rede Básica e no Sistema Interligado Nacional,

caso uma queda de energia gerasse a necessidade de aumento de produção de usinas termoelétricas. Os consumidores, por meio dos

distribuidores de eletricidade no Brasil, foram obrigados a contribuir anualmente à Conta CCC, que, em vigor, serviu como fundo de

seguro contra situações extraordinárias, tais como interrupção de precipitação, que exigiriam o aumento de uso de usinas

termoelétricas. O valor total da contribuição anual exigida foi calculado com base nos custos de estimativas de combustível do

exercício atual para todas as usinas termoelétricas. Uma contribuição proporcional foi alocada a cada usina para o valor total com base

na distribuição de eletricidade total da usina durante o exercício anterior. Em 1993, o escopo da Conta CCC foi ampliado a fim de

incluir uma parte dos custos de geração de eletricidade térmica em grades isoladas não integradas em áreas remotas da região nordeste

do Brasil.

49

Page 56: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Amazonas D, Eletroacre, CERON e Eletronorte (até 2015) receberam reembolso da Conta CCC para a compra de combustível

usado em suas usinas termoelétricas, e a diferença entre os custos associados à geração no SIN e no Sistema Isolado. A CGTEE

recebeu valores da Conta CCC para subsidiar partes de seus custos relacionadas à aquisição de carvão. Atualmente administramos a

Conta CDE e CCC até 30 de abril de 2017, ou até que a ANEEL decida certificar a transferência de responsabilidades para a

CCEE. Em conformidade com a Lei no 12.783, a Conta CCC é financiada com valores da conta CDE. Os custos adicionais para

combustível utilizados na operação das usinas de energia termoelétrica no Sistema Isolado estão agora sendo cobertos pela conta

CCC. Os reembolsos da Conta CCC para os custos de combustível de usinas termoelétricas relacionados à Rede Básica foram

retirados em conjunto com o desenvolvimento de um mercado de atacado competitivo. Os reembolsos da Conta CCC para os custos

de combustível de usinas termoelétricas relacionados à Rede Básica foram retirados em conjunto com o desenvolvimento de um

mercado de atacado competitivo. Após esta retirada, nós tivemos que arcar com todos os custos operacionais de nossas usinas

termoelétricas relacionados ao SIN.

As tabelas a seguir descrevem informações relacionadas ao preço pago e valor do combustível comprado para uso em nossas usinas

termoelétricas nos períodos indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

(R$ milhares)

Tipo de Combustível

Carvão 120.750 86.832 161.000

Petróleo leve 1.732.720 3.808.140 4.861.400

Petróleo bruto 38.580 60.295 51.000

Gás 1.936.632 747.640 686.930

Urânio 371.900 286.949 308.600

Outros 56.490 0 0

Total 4.257.072 4.989.856 6.068.930

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

Tipo de Combustível

Carvão 2.562.911 2.263.988 2.346.210

Petróleo leve (litros) 520.472.422 757.822.681 647.661.682

Petróleo bruto (toneladas) 23.032 33.728 33.829

Gás (m3) 1.814.616.225 1.736.443.823 1.603.888.527

Urânio (Kg) 377.454 228.784 255.672

Outros 98.525.050 0 0

Usinas Nucleares

As usinas nucleares representam aproximadamente 2% da capacidade total instalada de geração de eletricidade no Brasil. O ONS

(Operador Nacional do Sistema Elétrico), órgão responsável pelo despacho de carga do sistema elétrico brasileiro, considera

importante a implantação de usinas nucleares no Brasil. De acordo com a Constituição brasileira, a propriedade e a operação das

usinas nucleares devem permanecer monopólio do Estado brasileiro. Assim, continuamos a deter 99,9% da Eletronuclear.

Por meio da Eletronuclear, nós operamos duas usinas de energia nuclear, Angra I, com capacidade instalada de 640 MW e Angra II,

com 1.350 MW. Além disso, a Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, denominada Angra III, durante o

segundo semestre de 2009. Respectivamente, em 5 de março de 2009 e 31 de maio de 2010, o IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio

Ambiente) e a CNEN (Comissão Nacional de Energia Nuclear) emitiram a “Licença de Instalação” e a “Licença de Construção” para

Angra III.

Em 31 de dezembro de 2016, estimávamos que a construção seria concluída até 2022. No entanto, devido à interrupção da construção

de Angra III, nós e a Eletronuclear estamos aguardando uma Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que

determinará as datas de retomada da construção e o início da operação comercial da usina. Depois de construída, Angra III terá uma

capacidade instalada de 1.405 MW. Em 31 de dezembro de 2016, estimávamos que o custo de construção seria aproximadamente

R$ 26,5 bilhões.

A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às nossas usinas nucleares a partir de 31 de dezembro de 2016 e referente ao

exercício então findo:

50

Page 57: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Capacidade Instalada

Energia Gerada(1)

Energia Garantida(2) Início do Serviço(3)

(MW) (MWh)

Usina Nuclear:

Angra I 640 5.092.874,784 4.478.083 1 de janeiro de 1985

Angra II 1.350 10.771.414,121 10.582.085 1 de setembro de 2000

Total 1.990 15.864.288,905 15.060.168

(1) Energia Bruta Gerada.

(2) Para nossas usinas nucleares, a energia garantida não é limitada pela ONS ou outra agência reguladora.

(3) Operação comercial em: Angra I - janeiro de 1985 e Angra II - setembro de 2000.

Angra I operou com capacidade de 90,6% em 2016 em linha com os padrões da indústria. Assim, a energia bruta gerada da Angra I foi

5.092.874,8 MWh/ano em 2016.

Angra II operou com capacidade de 90,8% em 2016 em linha com os padrões da indústria. Assim, a energia bruta gerada da Angra II

foi 10.771.414,1 MWh/ano em 2016.

Angra I e Angra II utilizam urânio obtido de um contrato celebrado com a Indústrias Nucleares Brasileiras, ou INB, empresa estatal

do Governo Brasileiro responsável pelo processamento de urânio utilizado em nossas usinas nucleares de Angra I e Angra II. Os

elementos de combustível são enviados por caminhão à usina nuclear em conformidade com o contrato; a Eletronuclear é responsável

pela entrega segura do combustível. Até o presente, a Eletronuclear (e a ex-proprietária da Angra I - Furnas) não enfrentou dificuldade

relevante no transporte de combustível para Angra I e Angra II. Além disso, resíduos nucleares de baixo nível (tais como filtros e

algumas resinas) são armazenados em recipientes especialmente designados em um local de armazenamento temporário no solo das

usinas. Como é o caso de muitos outros países, o Brasil ainda não desenvolveu uma solução de armazenamento permanente para

resíduos nucleares. Os resíduos nucleares de alto nível (combustível nuclear gasto) são armazenados nas células de combustível

(tanques de armazenamento compactos no reservatório de combustível) das usinas. A responsabilidade relacionada à desativação de

usinas de energia nuclear Angra I e Angra II está prevista em nossas demonstrações financeiras. O valor desta provisão é apoiado por

um relatório técnico de um grupo de trabalho da Eletronuclear criado em 2013. Em relação à Angra I, o custo de desativação estimado

em 31 de dezembro de 2016 é, no valor atual, R$ 587,7 milhões e em relação à Angra II, o custo de desativação estimado em 31 de

dezembro de 2016 é, no valor atual, R$ 288,4 milhões. A vida útil econômica das usinas foi estimada em 40 anos. A Eletronuclear

realiza provisões mensais para os valores atuais estimados dos custos de desativação relacionados à Angra I e Angra II.

A eletricidade gerada pela Eletronuclear durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 foi vendida proporcionalmente entre

um grupo de empresas de distribuição de energia, por um preço regulado em conformidade com a Resolução da ANEEL nº

2.006/2015 de 15 de dezembro de 2015. Essas vendas resultaram em um rendimento fixo de R$ 2.862 milhões durante o exercício

findo em 31 de dezembro de 2016.

Devido às dificuldades financeiras na Eletronuclear e também devido a problemas na contratação de serviços de engenharia,

construção civil e serviços de construção eletromecânica, como resultado da investigação da Lava Jato, a construção de Angra III está

momentaneamente interrompida. Nós e a Eletronuclear aguardamos orientação do Governo Federal, por intermédio do MME e do

CNPE, sobre a retomada das atividades de construção da usina. Enquanto isso, a Eletronuclear tomou todas as medidas necessárias

para preservar o canteiro de obras, as estruturas civis já construídas e os materiais, componentes e equipamentos já adquiridos, para

retomar as atividades de construção assim que o Governo Federal autorizar a retomada da construção de Angra III.

Registramos impairment em relação a esse projeto no valor total do ativo. Em relação à Angra III, registramos um impairment

acumulado e contratos onerosos de R$ 10.299,6 milhões e R$ 6.063,4 milhões em 31 de dezembro de 2016 e 2015, respectivamente.

Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos provisão para contratos onerosos da usina de Angra III no valor de

R$ 1,3 bilhão. Para mais informações, ver as notas 19 e 33 às nossas demonstrações financeiras.

Vendas de Eletricidade Gerada

Vendemos aproximadamente R$ 19,252 milhões de eletricidade gerada em 2016, em comparação a R$ 19.576 milhões em 2015 e

R$ 21.113,5 milhões em 2014. Essas vendas são feitas somente às empresas de distribuição (que constituem as principais fontes de

vendas de eletricidade gerada) ou consumidores livres. Detemos algumas empresas de distribuição com atividades nas regiões centro-

oeste, norte e nordeste do Brasil e vendemos uma parte relativamente pequena da eletricidade que nós geramos a essas empresas de

distribuição, o que não dá origem a receitas em nosso segmento de geração, conforme discutido em “- Distribuição”.

Vendemos a eletricidade gerada de acordo com ambos os contratos de fornecimento com usuários finais industriais e com um

processo de licitação para vendas às empresas de distribuição. A tabela a seguir descreve, por tipo de venda, as vendas de eletricidade

gerada nas regiões que atendemos períodos apresentados:

51

Page 58: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

(MWh)

(R$ milhares) (MWh)

(R$ milhares) (MWh)

(R$ milhares)

Tipo de venda:

Por meio de licitações e

contratos iniciais (taxa de

energia) 46.078.399 12.885.622 45.487.632 12.310.243 41.391.581 12.175.362

Receita de manutenção e

operação 68.130.390 2.178.699 66.654.337 1.882.637 68.789.819 1.803.127

Por meio de contratos de livre

negociação ou contratos

bilaterais (taxa de energia) 25.354.950 4.187.522 34.728.231 5.383.361 41.877.430 7.135.079

Total 139.563.739 19.251.843 146.870.200 19.576.241 152.058.830 21.113.568

(1) Energia vendida no mercado regulamentado e de acordo com uma nova metodologia que exclui liquidação de energia da CCEE,

não considera as vendas de energia de Itaipu.

Com relação aos contratos de fornecimento, o valor que recebemos de cada venda é determinado com base na “taxa de capacidade” e

“taxa de energia” (ou, em alguns casos, ambas). A taxa de capacidade é baseada no valor de capacidade garantida especificado em

MV e é cobrada sem considerar o valor de eletricidade efetivamente entregue. A taxa é para um valor fixo (assim, não depende do

valor de eletricidade efetivamente fornecido). Em contrapartida, a taxa de energia é baseada no valor de eletricidade efetivamente

utilizado pelo destinatário (expresso em MWh). Nossas aquisições de eletricidade de Itaipu, e nossa negociação de eletricidade de

Itaipu aos distribuidores, são pagas com base na taxa de capacidade (incluindo taxa de transmissão paga à Furnas). Nossas vendas de

eletricidade (por meio de nossas controladas Chesf e Eletronorte) aos consumidores finais, especialmente aos consumidores

industriais, são cobradas com base na taxa de capacidade e na taxa de energia. Com relação às vendas de licitação, conforme discutido

no “Regulamento da Indústria Enérgica Brasileira nos termos da Lei Regulatória de Eletricidade”, os convites para participar de

licitações são elaborados pela ANEEL e, caso sejamos selecionados, celebramos contratos de compra e venda com a empresa de

distribuição relevante por um valor de eletricidade que seja proporcional à demanda estimada da Empresa ao longo do período de

contrato.

Transmissão

Transmissão de Eletricidade

As cobranças em nosso segmento de transmissão são fixadas pela ANEEL, a qual estabelece uma cobrança fixa a cada ano. As

receitas líquidas (incluindo atualizações da taxa interna de retorno) da transmissão representavam 16,37% de nossas receitas líquidas

totais antes das eliminações em 2016, em comparação a 53,23% em 2015 e 15,78% em 2014. A eletricidade que geramos é

transportada por meio da rede de transmissão de tensão do Brasil, com 63.571 km de linhas de transmissão pertencente a nós em 31 de

dezembro de 2016, em comparação a 60.997 km em 31 de dezembro de 2015 e 60.502 km em 31 de dezembro de 2014. Incluindo

nossas parcerias com Empresas de capital fechado em SPEs/Consórcios, possuímos aproximadamente 70.201 km em operação em

31 de dezembro de 2016. Para mais informações, ver “ - Atividades de Crédito e Financiamento - Participação Acionária”. No Brasil,

a maioria das usinas hidrelétricas estão localizadas em uma distância considerável dos principais centros de carregamento e, portanto,

para chegar aos consumidores, foi desenvolvido um sistema de transmissão extensivo. Transmissão é a transferência em massa de

eletricidade, em voltagens muito altas (de 230 kV a 750 kV), das instalações de geração aos sistemas de distribuição nos centros de

carregamento por meio da grade de transmissão. SIN é um sistema interligado nacional que liga as regiões Norte e Nordeste às regiões

Sul e Sudeste. Coordenar os sistemas de transmissão é necessário para otimizar os custos de investimento e operacionais e para

garantir a confiabilidade e adequar as condições de fornecimento de carga por meio do SIN.

52

Page 59: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O mapa a seguir descreve a localização geográfica de nossos ativos de transmissão em 31 de dezembro de 2016:

Concessões de Transmissão

Em 31 de dezembro de 2016, nossas operações de transmissão foram realizadas em conformidade com as seguintes concessões

concedidas pela ANEEL (excluindo as operações de transmissão realizadas por meio de SPEs):

Duração total

Níveis de tensão

Média de anos restantes da concessão

(km) (kV)

Furnas 20.086 25 - 750 26,5

Chesf 20.314 69 - 500 26,7

Eletrosul 10.991 69 - 500 26,3

Eletronorte 11.777 69 - 500 26,8

Amazonas GT 403 230 Indefinido

53

Page 60: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS
Page 61: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Devido ao desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região amazônica, que exige a transmissão de grandes quantidades de

energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Devido ao desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região

amazônica, que exige a transmissão de grandes quantidades de energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Uma

rede de transmissão nacional fornece aos geradores acesso aos consumidores em todas as regiões. As tabelas a seguir demonstram a

extensão das linhas de transmissão (em km) por subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2016:

750 kV

600 kV (DC)(1)

525/500 kV 345 kV 230 kV 138 kV 132/13,8 kV Total

Empresa:

Chesf - - 5.372 - 14.168 463 311 20.314

Eletronorte - - 3.243 - 7.372 959 203 11.777

Eletrosul - - 3.769 - 5.255 1.898 69 10.991

Furnas 2.698 1.612 4.849 6.305 1.929 2.528 165 20.086

Amazonas GT - - - - 403 - - 403

Total(2) 2.698 1.612 17.233 6.305 29.127 5.848 748 63.571

(1) DC significa corrente direta.

(2) Esta tabela não inclui linhas de transmissão de propriedade de SPEs nas quais participamos. Se as linhas de transmissão

tivessem sido incluídas, o total seria 70.201 km.

A tabela a seguir estabelece, em base consolidada, a porcentagem da rede de transmissão total acima de 230 kV no Brasil pela qual

éramos responsáveis em 31 de dezembro de 2016, considerando nossas participações em SPEs:

750 kV

600 kV (DC)(1)

525/500 kV 400 kV 345 kV 230 kV Total

Empresa:

Eletrobras 100,00 30,88 43,25 0,00 62,17 54,06 46,97

Outros 0,00 69,12 56,75 100,00 37,83 45,94 53,03

Total 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

(1) DC significa corrente direta.

Salvo em relação a uma pequena parte das linhas de transmissão da Eletronorte localizadas no sistema isolado, as linhas de

transmissão no Sistema Interligado Nacional são totalmente integradas e conhecidas como a rede principal.

Operamos como parte de um sistema de eletricidade nacional integrado e coordenado para o Brasil. A Lei de Concessões nos autoriza

a cobrar taxas pelo uso de nosso sistema de transmissão por outras empresas de eletricidade.

Em 31 de dezembro de 2016, nós possuíamos aproximadamente 47% de todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima) e

recebemos tarifas que são pagas pelos usuários da Rede Principal. O valor de nossas receitas anuais da transmissão eram R$ 4.112

milhões em 2016, em comparação a R$ 5.611 milhões em 2015 e R$ 4.701 milhões em 2014.

Também recebemos uma tarifa (R$ 2.169,30 por MW/mês em 31 de dezembro de 2016) para a transmissão da geração de Itaipu, uma

vez que Furnas possui o sistema de transmissão disponível exclusivamente para esta usina. Este sistema compreende as linhas de

transmissão de 750 kV de Itaipu/Ivaiporã e de 600 kV DC de Itaipu/Ibiúna que não são parte da Rede Principal.

Como uma empresa de geração, também devemos pagar os encargos relacionados com a utilização do sistema de transmissão. Tendo

em conta todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima), isso significa pagar 16% do total de tarifas para usar todo o

sistema de transmissão.

As perdas de eletricidade em nosso sistema de transmissão foram, em 2016, aproximadamente 2,02% de toda eletricidade transmitida

no sistema.

Expansão de Atividades de Transmissão

Em 2016, nós investimos R$ 2,5 bilhões em atividades de transmissão, dos quais R$ 1,52 bilhões foram investidos em nossas

instalações e R$ 1,0 bilhões foram investidos por meio de parcerias, representando 78% do orçamento total de investimento em

atividades de transmissão para 2016 no valor de R$ 3,2 bilhões.

54

Page 62: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os principais projetos de transmissão atualmente em desenvolvimento são:

(i) Desenvolvimento de uma linha de transmissão contínua de 800 kV com 2,092 km de extensão com uma capacidade de

transmissão de 4.000 MW para integração da usina hidrelétrica de Belo Monte, em conjunto com a Rede Estadual da China.

O valor investido é R$ 4,5 bilhões e o projeto está previsto para ser finalizado em 2018.

(ii) Desenvolvimento de uma linha de transmissão de 500 kV de 847 km de extensão, para a integração da região Nordeste,

Centro-Oeste e Sudeste do Brasil. O valor investido é R$ 917,58 milhões e o projeto está previsto para ser finalizado no segundo

trimestre de 2017.

(iii) Desenvolvimento de uma linha de transmissão de 500 kV de 967 km de extensão, na região Sudeste do Brasil. O valor

investido é R$ 1,57 bilhões e o projeto está previsto para ser finalizado em 2018.

Transmissão de Energia Elétrica no Brasil

O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é feito por meio de uma grade de linhas de transmissão e

subestações com tensões elevadas (de 230 kV a 750 kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia

elétrica que produz ou consome energia está autorizado a utilizar a Rede Básica.

As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas geralmente estão

localizadas longe dos grandes centros de consumo de energia. Hoje, o sistema do país está quase totalmente interligado. Apenas o

Estado de Roraima e parte dos estados do Pará, Amazonas, Amapá e Rondônia ainda não estão conectados ao Sistema Interligado

Nacional. Nesses estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou hidrelétricas localizadas perto das suas respectivas

capitais.

O Sistema Interligado Nacional prevê a troca de energia entre as diferentes regiões quando uma região enfrenta problemas de geração

de energia hidrelétrica devido a uma queda nos seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no sul, sudeste,

norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750 kV) tornam possível que os locais com produção

insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores que estão em um local mais favorável.

A operação e administração da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual também é responsável pela gestão de energia sendo

despachada das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos do Sistema Interligado e as usinas

térmicas.

Em 31 de dezembro de 2016, nosso sistema de transmissão, composto por um conjunto de linhas de transmissão interconectadas a

subestações, era composto por aproximadamente 63.387 quilômetros de linhas de transmissão, incluindo a participação na SPE

correspondente a aproximadamente 47% das linhas totais no Brasil com voltagem superior ou equivalente a 230 KV.

Além de operar e manter esse sistema de acordo com os padrões de desempenho e qualidade exigidos pela ANEEL, temos participado

ativamente da expansão de linhas de transmissão por meio de concessões nos leilões realizados pela ANEEL, isoladamente ou por

meio de consórcios, bem como por meio de permissões de reforços do sistema atual.

O Brasil tem um total de sete interligações de médio e grande porte com outros países da América do Sul, cinco delas

operadas por nós, conforme descrito abaixo:

Com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500 kV ligando Unidade de Itaipu à subestação de

Margem Direita (Paraguai) e de Foz do Iguaçu no Brasil. O setor de energia de 50 Hz de Itaipu é então

transportado para a subestação de Ibiúna, em São Paulo, através de um sistema de transmissão de corrente direta,

com capacidade de 6.300 MW;

Com o Uruguai, por meio da estação conversora de frequência de Rivera, no Uruguai, com capacidade de 70 MW,

e de uma linha de transmissão de 230 kV ligando-a à subestação de Livramento no Brasil;

Com a Argentina, através da estação conversora de frequência de Uruguaiana no Brasil, com uma capacidade de

50 MW, e de uma linha de transmissão de 132 kV ligando-o a Paso de los Libres, na Argentina;

Page 63: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Com a Venezuela, através de uma linha de transmissão de 230 kV, com uma capacidade de 200 MW, que liga a

cidade de Boa Vista, no Estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela; e

com o Uruguai, através de uma linha de transmissão de 500 kV, em 50 Hz com capacidade de 500 MW,

conectando o conversor Melo (Uruguai) à Subestação Candiota (Brasil).

As empresas de geração, distribuição e venda de energia e os consumidores livres tiveram acordos de livre acesso que regem o uso das

linhas de transmissão em termos equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado depois que o livre acesso tornou-se

obrigatório. Nesse ambiente de mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que

acessa a Rede Básica faz dele.

55

Page 64: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Distribuição

Distribuição de Eletricidade

Nossas empresas de distribuição operam em sete estados brasileiros e são compostas por Amazonas D, CEAL, CEPISA, Eletroacre,

CERON, Boa Vista Energia e CELG-D.

Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas majoritários aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Desta

forma, o balanço patrimonial da CELG-D foi consolidado integralmente em nosso balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e

os resultados operacionais e os fluxos de caixa da CELG-D consolidados na demonstração do resultado e fluxos de caixa a partir de

1º de outubro de 2014. Em 13 de maio de 2015, o governo brasileiro aprovou o Decreto no 8.449, que incluiu a CELG-D no Programa

Nacional de Desestatização (PND). Desta forma, nós e a Celgpar depositamos nossas ações na CELG-D, no Fundo Nacional de

Desestatização (FND). Nossa assembleia geral de acionistas, realizada em 28 de dezembro de 2015, aprovou a venda de ações da

CELG-D. O processo de privatização foi organizado pela BM&FBOVESPA e realizado no primeiro semestre de 2016. No entanto, o

Comitê de Licitação do Leilão de Privatização CELG-D, designado pela Portaria PRESI 093/2016 - BNDES de 29 de junho de 2016,

anunciou em agosto de 2016 que a oferta foi cancelada devido à falta de licitantes. Em 14 de setembro de 2016, o Programa de

Parceria de Investimento da Presidência da República (PPI) revisou as condições de privatização aprovadas pelo Conselho Nacional

de Privatização (CND) e pelo BNDES para lançar em 2016 uma nova licitação para privatizar a CELG-D. O Programa de Parcerias de

Investimento da Presidência da República aprovou a Resolução nº 7/2016, na qual se estabelecem as novas condições mínimas e o

novo preço de venda da CELG-D. O novo valor de mercado aprovado pelo PPI (Programa de Parcerias de Investimento) da CELG-D

foi de R$ 4,484 bilhões. Entretanto, considerando os débitos e outros passivos no valor de R$ 2,656 bilhões (dois bilhões, seiscentos e

cinquenta e seis milhões), a partir de junho de 2016, o valor líquido da CELG-D foi definido em R$ 1,792 bilhões. O leilão para

privatização da CELG-D ocorreu em novembro de 2016, e em 14 de fevereiro de 2017 assinamos o acordo para a venda da CELG-D

com o vencedor do leilão, Enel Brasil S.A. A CELG-D foi consolidada em nossas demonstrações financeiras até fevereiro de 2017.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas aprovaram a não renovação das

concessões CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D. Com a Medida Provisória 735/2016,

posteriormente convertida em Lei nº 13.360, transferiremos o controle das empresas de distribuição até 31 de dezembro de 2017.

Em 26 de julho de 2016, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria Ministerial nº 388/2016, definiu os termos e condições

para a Prestação de Serviços Públicos por órgão ou entidade da administração pública federal, estabelecendo que a geração

operacional de fluxo de caixa para segurar os investimentos em quantidade suficiente para a substituição de ativos e pagamento de

juros sobre a dívida, além de manter a conformidade setorial. Além disso, durante o regime temporário, a compensação individual

relacionada a indicadores de qualidade pode ser revertida para investimentos na concessão, sem carga tarifária.

Em 3 de agosto de 2016, o Ministério de Minas e Energia designou as empresas Amazonas D, Eletroacre, CERON, com as Portarias

MME nº 420, 421 422, 423, 424 e 425, e CEPISA, CEAL e Boa Vista Energia como responsáveis pela prestação do serviço público

de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse do

novo concessionário, o que ocorrer primeiro.

Em 2016, a Empresa Energética de Roraima, empresa subsidiária pelo Estado de Roraima, não foi autorizada a renovar sua concessão

de distribuição de eletricidade. A MME nomeou a Boa Vista Energia como a empresa autorizada e responsável pela prestação de

serviços públicos de distribuição de energia elétrica no interior do estado de Roraima em 31 de dezembro de 2016. Esta autorização

permanecerá até que uma nova concessionária seja autorizada a operar a nova concessão ou até 31 de dezembro de 2017, o que

ocorrer primeiro.

Em 13 de setembro de 2016, o Conselho de Administração da ANEEL decidiu por unanimidade: (A) estabelecer a audiência pública

nº 063/2016, por meio de troca documental, de 15 de setembro a 15 de outubro de 2016, com vistas à obtenção de subsídios e

informações adicionais para a melhoria da regulamentação da Portaria MME nº 388/2016, que trata dos termos e condições para a

prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por órgão ou entidade da Administração Pública Federal; e (b) que o

projeto de Resolução Normativa submetido à Audiência Pública venha a vigorar imediatamente e quaisquer ajustes decorrentes das

contribuições da Audiência Pública poderão ter efeitos retroativos no início do prazo.

Em 06 de outubro de 2016, a ANEEL emitiu os Ofícios n° 352, 353, 354, 355, 355, 356 e 357 - DR/ANEEL, dando as primeiras

diretrizes para a elaboração do Plano de Prestação Temporária de Serviços de Distribuição, definindo as metas para melhorar a

qualidade em termos de DEC (Duração Equivalente de Interrupção) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção), redução de

perdas de energia e redução de custos operacionais.

56

Page 65: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 29 de novembro de 2016, após análise das contribuições da Audiência Pública 063/2016, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa

nº 748/2016, que estabelece os termos e condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica pela empresa

de distribuição designada, nos termos do artigo 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e da Portaria nº 388, de

26 de julho de 2016-MME.

Empresas de Distribuição

As seguintes empresas em nosso grupo exploram atividade de distribuição conforme as concessões de distribuição concedidas pela ANEEL:

Amazonas D, distribuidora de eletricidade para a cidade de Manaus, Estado do Amazonas, conforme uma concessão que

termina em 7 de julho de 2015. Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos

acionistas não renovaram a concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de

energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova

concessionária, o que ocorrer primeiro;

Boa Vista Energia, distribuidora de eletricidade à cidade de Boa Vista, no Estado de Roraima, conforme uma concessão

que termina em 7 de julho de 2015. Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos

acionistas não renovaram a concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de

energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova

concessionária, o que ocorrer primeiro;

CEAL, distribuidora de eletricidade no Estado de Alagoas, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.

A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a

continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro;

CELG-D, que distribui eletricidade no Estado de Goiás, de acordo com uma concessão que termina em 7 de julho de

2015. A concessão foi renovada até 7 de julho de 2045; entretanto, vendemos nossa participação nesta empresa em

conformidade com um contrato de compra e venda datado de 14 de fevereiro de 2017 para a Enel;

CEPISA, distribuidora de eletricidade no Estado do Piauí, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.

A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a

continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro;

CERON, distribuidora de eletricidade no Estado de Rondônia, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.

Durante a Assembleia Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a

concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar

a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro; e

Eletroacre, que distribui eletricidade no Estado do Acre, de acordo com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.

A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a

continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro.

A tabela a seguir indica os números operacionais relevantes de nossas empresas de distribuição em 31 de dezembro de 2016:

Empresa

Número de Consumidores

Número de Municípios

Linhas de Distribuição (km) Subestações

Amazonas D 945.179 62 47.932 24

CEAL 1.117.108 102 42.744 40

CEPISA 1.227.333 224 90.839 84

CERON 609.080 52 57.885 60

Eletroacre 254.200 22 20.071 15

Boa Vista Energia 112.180 1 3.663 3

CELG-D 2.825.172 237 215.635 329

A Amazonas D, a CEAL, a CEPISA, a CERON, a Boa Vista Energia e a Eletroacre operam em condições de mercado particularmente

desafiadoras - as regiões Norte e Nordeste do Brasil estão dentre as regiões mais pobres do país. Um de nossos principais desafios

contínuos em relação a essas Empresas é reduzir o valor de prejuízos comerciais (principalmente, roubo de eletricidade) e

inadimplementos do consumidor que essas Empresas enfrentam.

57

Page 66: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Estrutura Administrativa para nossas Atividades de Distribuição

Em maio de 2014, o modelo de governança mudou para acomodar um Presidente local para cada empresa de distribuição, com os

mesmos cinco diretores corporativos para todas as empresas de distribuição, com exceção da Amazonas D, que tinha uma diretoria

dedicada.

Em outubro de 2016, seguindo nossa opção de não renovar as concessões, quando a provisão temporária de serviços públicos de

distribuição de energia foi estabelecida, implementamos uma nova estrutura de gestão com diretores exclusivos em cada uma das

empresas.

Sistema de Transmissão e Distribuição

Nossa rede de transmissão e distribuição é composta por linhas de transmissão suplementares e subestações com faixas de voltagem

variadas. Os consumidores que atendemos por meio de nossa rede de destruição são classificados por nível de voltagem. Com relação

à nossa distribuição a empresas estaduais e industriais, nós distribuímos eletricidade em níveis de voltagem superiores (até 750 kV),

ao passo que, distribuímos a empresas residenciais e algumas empresas comerciais em níveis de voltagem inferiores (em 230 kV,

138 kV, 34,5 kV e 13,8 kV).

Desempenho do Sistema

A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às nossas perdas de energia elétrica para nossas empresas de distribuição, e a

frequência e duração das interrupções de eletricidade por consumidor ao ano para os períodos indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

Perdas Técnicas 9,53 % 9,57 % 9,51 %

Perdas Comerciais 16,68 % 15,12 % 14,11 %

Perdas totais de eletricidade 26,21 % 24,69 % 23,62 %

Interrupções:

Frequência de interrupções por consumidor ao ano

(número de interrupções) 21,21 25,26 26,88

Duração de interrupções por consumidor ao ano

(em horas) 30,88 38,68 39,89

Tempo de resposta médio (em minutos) 321,98 384,43 321,98

Perdas de Energia Elétrica

Nós conhecemos dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são aquelas que

ocorrem no curso normal de nossa distribuição de energia elétrica. As perdas comerciais são aquelas que resultam de conexões ilegais,

fraude ou erros de cobrança. As perdas de energia elétrica totais para nossas atividades de distribuição eram 26.21% da energia gerada

e comprada no ano que se encerrou em 31 de dezembro de 2016, em comparação aos 24,69% da energia gerada e adquirida no

exercício findo em 31 de dezembro de 2015 e 23,62% de energia gerada e adquirida no exercício findo em 31 de dezembro de 2014.

As perdas comerciais nessas companhias chegaram a 16,68% da eletricidade gerada e vendida ao longo do ano. Em relação ao ano de

2015, houve um aumento de 1,5%, devido à desaceleração da atividade econômica brasileira, que levou a uma redução da renda

familiar e a uma diminuição do consumo das indústrias.

58

Page 67: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nossas empresas de distribuição receberam US$ 270,5 milhões em fundos por meio de um contrato de empréstimo assinado em

fevereiro de 2011 com o Banco Mundial, no âmbito de um projeto denominado Projeto Energia+. Este montante foi aplicado para

melhorar a qualidade dos nossos serviços e reduzir as perdas e, consequentemente, para reforçar as receitas operacionais dos

distribuidores. Como estas empresas de distribuição estão à venda, suspendemos o empréstimo e não solicitaremos desembolsos

adicionais. A tabela a seguir apresenta informações sobre as perdas totais em nosso segmento de distribuição registradas por cada

empresa de distribuição, conforme abaixo:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

(percentagens)

Empresa:

Amazonas D 43,16 40,43 37,63

Boa Vista Energia 12,44 11,57 11,53

CEAL 26,71 25,23 24,81

CELG-D 12,84 11,93 12,94

CEPISA 30,66 30,48 29,30

CERON 29,76 26,74 23,24

Eletroacre 24,27 23,32 23,65

Emergências no Sistema Elétrica:

A tabela a seguir mostra o tempo de resposta total médio para restabelecer o fornecimento de energia aos consumidores em 2016 (em

minutos).

Exercício findo em 31 de

dezembro de

AST - Tempo de serviço médio (min.)

Empresa:

Eletroacre 428,87

CEAL 228,89

Amazonas D 324,28

CEPISA 403,90

CERON 302,37

Boa Vista Energia 121,15

CELG-D 219,69

Consumidores

A tabela a seguir descreve nossa distribuição total de eletricidade em termos de MWh e receitas brutas, por tipo de usuário, para os

períodos indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

(MWh)

Distribuição para:

Industrial 4.599.425 5.262.677 5.566.288

Residencial 11.525.285 11.527.085 10.971.668

Comercial 6.027.120 6.253.194 6.029.746

Rural 2.180.303 2.076.915 2.038.532

Iluminação Pública 1.480.825 1.436.622 1.331.245

Outro 2.968.575 2.960.647 2.886.727

Total 28.781.531 29.517.140 28.824.206

59

Page 68: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Tarifas

A tarifa de energia é o preço cobrado por unidade de energia (R$/kWh). O preço da energia elétrica baseia-se nos custos incorridos

desde a geração até que esteja disponível para os consumidores, bem como sua disponibilidade, que é de 24 horas por dia, sete dias

por semana.

O preço da energia deve, portanto, ser suficiente para cobrir os custos de operação e expansão de todos os elementos elétricos que

compõem o sistema, da usina geradora à filial de conexão de baixa tensão aos consumidores. Esses custos devem, basicamente, cobrir

os investimentos realizados na rede e sua operação diária, o que deve resultar em baixas taxas de falhas e tempos de serviço mais

curtos para eventuais reparos.

Como esperado, além desses custos, que estão diretamente relacionados aos componentes físicos do sistema, há encargos e impostos.

Em resumo, a tarifa de energia elétrica para os consumidores na área de concessão das distribuidoras é composta por:

Custos de compra de energia elétrica;

Custos relacionados com o uso do sistema de distribuição;

Custos relacionados com o uso do sistema de transmissão;

Perdas técnicas e não técnicas; e

Vários encargos e impostos.

Os custos de compra de energia são aqueles decorrentes da contratação de quantidades de energia por meio de leilões

regulamentados. A empresa distribuidora compra uma quantidade de energia que considera suficiente para atender seu mercado

cativo. Os custos de energia são alocados à chamada Tarifa Energética (ET) e repassados aos consumidores sem margens de lucro.

Os custos relacionados ao uso do sistema de distribuição estão incluídos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (DSUT), tais

como despesas de capital e custos de operação e manutenção das redes de distribuição.

Os custos relacionados a perdas elétricas são divididos em dois: perdas técnicas e perdas não técnicas. Perdas técnicas são inerentes

a qualquer circuito elétrico. Qualquer fio condutor tem resistência elétrica, o que causará a transformação da passagem de corrente

elétrica em calor. Assim, todos os consumidores pagam as perdas técnicas de energia derivadas do seu próprio consumo. Perdas não

técnicas são devidas a roubo e problemas de medição. No Brasil, dependendo da área de concessão, as perdas não técnicas

representam grande parte do custo da eletricidade. Isto significa que os consumidores regulares pagam parte do consumo irregular dos

consumidores que fazem uso destas práticas ilegais.

Os impostos são divididos em: PIS/PASEP - PIS (Programas de Integração Social) e COFINS (Contribuição para Financiamento

da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadoria). O ICMS, que varia de estado para estado, pode representar

até 30% da fatura de eletricidade de um cliente.

Encargos do setor

Os encargos são aquelas contribuições que estão incluídas na tarifa de energia elétrica, mas não são impostos, são contribuições

estabelecidas por lei, cujos valores são estabelecidos por resoluções ou ordens da agência reguladora ANEEL - Agência Nacional de

Energia Elétrica. Cada encargo visa obter recursos e financiar necessidades específicas do segmento de eletricidade.

Encargo Propósito

CCC - Conta de Consumo de Combustíveis (abolida pela MP 579,

com os principais custos cobertos pela CDE)

Subsidiar a geração térmica nos Sistemas Isolados

(principalmente na região norte do Brasil).

60

Page 69: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

RGR - Reserva Global de Reversão (abolida pela MP 579, com

os principais custos cobertos pela CDE)

Indenizar ativos relacionados à concessão e promover a expansão

do setor de energia elétrica.

TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica Fornecer fundos para a operação da ANEEL.

CDE - Conta de Desenvolvimento Energético Promover o desenvolvimento energético a partir de fontes

alternativas; prever a globalização do serviço energético; e

subsidiar a tarifa de consumidores residenciais de baixa renda;

financiar o Fundo RGR e a Conta CCC.

ESS - Encargos de Serviço do Sistema Subsidiar a manutenção da confiabilidade e estabilidade do

Sistema Elétrico Interconectado.

PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas Subsidiar fontes alternativas de energia, geralmente mais caras

que as fontes convencionais.

P&D - Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética Promover a investigação científica e tecnológica relacionada com

a eletricidade e a utilização sustentável dos recursos naturais.

ONS - Operador Nacional do Sistema Coordenação e controle do funcionamento das instalações de

geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Elétrico

Interligado e planejamento do funcionamento do sistema isolado.

CFURH - Compensação Financeira pelo Uso de Recursos

Hídricos

Fornecer compensação financeira pelo uso de água e terrenos

produtivos para fins de geração de energia elétrica.

Bandeiras tarifárias

Outro custo adicionado às tarifas de energia é a bandeira tarifária, na qual o custo sazonal da geração de energia, ou seja, a variação de

preços para geração de eletricidade de acordo com a época do ano, volume de chuvas, disponibilidade de água, entre outras variáveis,

é informada diretamente para o consumidor final.

Grupos, subgrupos, classes e subclasses:

Para o fornecimento e a correspondente tarifa, são estabelecidas algumas definições que permitem diferenciar os usuários da rede. Os

grupos são definidos de acordo com a tensão de serviço. Os subgrupos do grupo A são definidos de acordo com a tensão de serviço. O

grupo B é dividido em tipo de cliente e serviço.

Grupo A Serviço com tensão superior a 2,3 kV

61

Page 70: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Grupo B Serviço com tensão igual ou inferior a 2,3 kV

Os subgrupos do grupo A são definidos de acordo com a tensão de serviço.

Serviço com tensão igual ou superior a 230 kV

Serviço com tensão de 88 kV a 138 kV

Serviço com tensão de 69 kV

Serviço com tensão de 30 kV a 44 kV

Serviço com tensão inferior a 2,3 kV (sistema subterrâneo)

Os subgrupos do grupo B são definidos de acordo com o tipo de cliente/serviço.

Serviço doméstico

Serviço rural

Outros tipos de serviços

Serviço de Iluminação Pública

Procedimentos de Cobrança

O procedimento que utilizamos para cobrança e pagamento da energia elétrica fornecida aos nossos clientes é determinado por

categoria do consumidor. As leituras e cobrança dos medidores ocorre mensalmente para consumidores de baixa voltagem, com

exceção de consumidores rurais cujos medidores são lidos em intervalos de um a três meses, conforme autorizado pelo regulamento

aplicável. As faturas são elaboradas a partir das leituras dos medidores ou com base no uso estimado. Os consumidores de baixa

voltagem são faturados dentro de cinco dias úteis após a data da cobrança. Caso o pagamento não seja efetuado, uma notificação de

não pagamento acompanhada pela próxima fatura mensal é enviada ao consumidor e um período de 15 dias é concedido para

pagamento do valor devido a nós. Caso o pagamento não seja efetuado, uma notificação é enviada ao cliente dois dias úteis após a

data de vencimento, sendo concedido um prazo de 15 dias para efetuar o pagamento. Os consumidores de alta voltagem são faturados

mensalmente, sendo o pagamento obrigatório dentro de cinco dias úteis após a data da cobrança. Caso o pagamento não seja efetuado,

uma notificação é enviada ao cliente dois dias úteis após a data de vencimento, sendo concedido um prazo de 15 dias para efetuar o

pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado dentro de três dias úteis após a notificação, o consumidor está sujeito à interrupção

do serviço.

Em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, os consumidores inadimplentes representavam cerca de 9,62%, 10,39% e 11,29%,

respectivamente.

Compra de Energia Elétrica para Distribuição

Nós compramos 27,068,462 MWh de energia elétrica para distribuição em 2016, em comparação a 26.611.981 MWh em 2015 e

25.331.060 MWh em 2014. Nossas empresas distribuidoras compram energia elétrica de fornecedores por meio de contratos bilaterais

e por meio de contratos resultantes do processo de leilão de um conjunto de empresas de geração que oferecem lances que fixam o

preço máximo ao qual entregarão a eletricidade. Após todos os lances serem recebidos, o preço médio de todos os lances é calculado e

este é o preço que será pago pelos contratos do leilão. A contratação é feita com todas as empresas de geração que ganharam o leilão.

Atividades de Crédito e Financiamento

Empréstimos Concedidos

A lei brasileira permite que emprestemos somente às nossas controladas. Historicamente, a lei brasileira nos permitia atuar como

credora de nossas controladas e de concessionárias de energia pública sob nosso controle. Como algumas dessas controladas não

fazem mais parte de nosso grupo, a maioria de nossos empréstimos são a partes relacionadas. Antes da desestatização da indústria

elétrica brasileira iniciada em 1996, esta era uma parte particularmente disseminada de nossas operações pois a maioria das Empresas

no setor eram estatais, permitindo que realizássemos atividades de crédito com eles. Entretanto, em decorrência da desestatização, o

número de Empresas às quais podemos emprestar diminuiu e o empréstimo não é mais um aspecto relevante de nossos negócios.

Os valores totais que registramos em nosso balanço patrimonial: R$ 13,2 bilhões em 31 de dezembro de 2016, R$ 17,6 bilhões em

31 de dezembro de 2015 e R$ 14,7 bilhões em 31 de dezembro de 2014. Deste valor total, os empréstimos à Itaipu contabilizaram

R$ 10,8 bilhões em 31 de dezembro de 2016, R$ 14,8 bilhões em 31 de dezembro de 2015 e R$ 11,7 bilhões em 31 de dezembro de

2014.

62

Page 71: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Fontes de Fundos

Obtemos financiamento para nossas atividades de crédito a partir dos empréstimos das instituições financeiras e das ofertas nos

mercados internacionais de capital. Em 31 de dezembro de 2016, nossa dívida de longo prazo consolidada era de R$ 39.787 milhões,

comparada a R$ 42.174 em 31 de dezembro de 2015 e R$ 34.608 milhões em 31 de dezembro de 2014, com a maior parte da nossa

dívida em moeda estrangeira (aproximadamente 98% ao longo do período de três anos) denominada em dólares norte-

americanos. Outros detalhes de nossos empréstimos estão definidos em “ - Liquidez e Recursos de Capital - Fluxos de Caixa.”

Além disso, nós utilizamos empréstimos do Fundo RGR, o qual administramos, para conceder empréstimos às nossas controladas e

outras empresas de energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, nós incorremos juros de 5,0% em relação aos

empréstimos do Fundo RGR e cobramos uma taxa administrativa média de até 2,0% sobre os fundos que emprestamos às controladas

e outras entidades.

Participação Acionária

Nós atuamos como participante minoritária em empresas de geração e transmissão do setor privado e joint ventures. Estamos também

autorizados a emitir garantias para essas empresas nas quais participamos como investidor de capital. Estamos constantemente

considerando investimentos em diversas empresas, focando, principalmente, naquelas em linha com nossa estratégia de consolidação

de nossos principais negócios de geração e transmissão (ver “Item 7.B, Operações com Partes Relacionadas”).

As participações atuais que temos são em empresas de geração e transmissão do setor privado e joint ventures. A participação é

determinada, principalmente, em critérios de mérito e rentabilidade com base em nossos controles gerenciais.

63

Page 72: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em empresas de transmissão e geração em 31 de

dezembro de 2016:

Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras

Belo Monte Transmissora de Energia

S.A.

Estação conversora CA/CC, ±800 kV,

3.850 MW, com subestação 500 kV

Estreito; e linha de transmissão com

±800 kV Xingu - Estreito.

Eletronorte (24,5%)

Furnas (24,5%)

Fronteira Oeste Transmissora de Energia

S.A.

Santo Ângelo/Maçambará

Pinhalzinho/Foz do Chapecó, circuito

simples, C1 e C2 seccionando Alegrete 1 - Santa Maria 1

Pinhalzinho/Foz do Chapecó, circuito

simples, C1 e C2 seccionando Alegrete 1 - Santa Maria 1

Eletrosul (51%)

Mata de Santa Genebra Transmissora

S.A.

Itatiba - Bateias;

Araraquara II - Itatiba;

Araraquara II - Fernão Dias

Furnas (49,9%)

Paraíso Transmissora de Energia S.A. Paraíso 2-Chapadão;

Campo Grande 2-Paraíso 2; Linha de

Transmissão Chapadão - Campo Grande 2

- C1 na Subestação Paraíso 2

Eletrosul (24,5%)

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Barreiras II - Rio das Éguas;

Rio das Éguas - Luziânia;

Luziânia - Pirapora II

Furnas (24,5%)

TDG Transmissora Delmiro Gouveia

S.A.

Linha de Transmissão São Luiz II/

São Luiz III

Chesf (49%)

Transenergia Goiás S.A. Serra da Mesa - Niquelândia;

Niquelândia - Barro Alto

Furnas (99%)

Transnorte Energia S.A. Eng. Lechuga (AM) - Equador (RR) e

Equador (RR) - Boa Vista (RR), circuito

duplo e Subestações Equador (RR) Boa

Vista (RR)

Eletronorte (49%)

Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Marimbondo II - Assis Furnas (49%)

Vale do São Bartolomeu Transmissora de

Energia S.A.

Luziânia - Brasília Leste;

Samambaia - Brasília Sul;

Brasília Sul - Brasília Geral

Furnas (39%)

64

Page 73: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em subestações de transmissão em 31 de

dezembro de 2016:

Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras

Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Estação conversora CA/CC,± 800 kV,

-4.000 MW, com subestação 500 kV

Xingu; Estação conversora CA/CC,

± 800 kV, 3.850 MW, com subestação

500 kV Estreito

Furnas (24,5%)

Eletronorte (24,5%)

Fronteira Oeste Transmissora de Energia

S.A. (3)

Pinhalzinho, com 230/138 kV (ATF1);

Pinhalzinho, com 230/138 kV (ATF 2 e

ATF3);

Extensão das subestações Maçarambá, Foz

do Chapecó e Santo Angelo; extensão da

subestação Santa Maria 3, 230/138 kV(4)

Eletrosul (51%)

Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. Subestação Santa Bárbara D’Oeste 440 kV,

Compensação Estática (-300+300) Mvar

Subestação Itatiba 500 kV, Compensador

Estático;

(-300,+300) Mvar.

Subestação 500/440 kV Fernão Dias 1.200

MVA - 1º banco de capacitores

Subestação 500/440 kV Fernão Dias 2.400

MVA

2º e 3º banco de capacitores

Furnas (49,9%)

Paraíso Transmissora de Energia S.A. Subestação Campo Grande 2 com 1 reator

trifásico 230 kV de 20 Mvar.

Chapadão EL PAR2;

Subestação Paraíso 2, 2 transformadores

trifásicos 230/138 kV de 150 MVA (cada)

e 01 reator trifásico 230 kV de 20 Mvar.

Eletrosul (24,5%)

Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Subestação Marimbondo II, 04 reatores

monofásicos 500 kV de 45,3 Mvar (cada) e

Subestação Assis, 7 reatores monofásicos

500 kV de 45,3 Mvar (cada).

Furnas (49%)

Vale do São Bartolomeu Transmissora de

Energia S.A.

Subestação Brasília Leste, 6

transformadores monofásicos 500/138 de

180 MVA (cada).

Furnas (39%)

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Linha de Transmissão 500 kV na

Subestação Barreiras II, Rio das Éguas,

Luziânia e Pirapora II.

Furnas (24,5%)

TDG Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Subestação Aquiraz 2, 03 transformadores

trifásicos 230/69 kV, 150 MVA (cada) e

Subestação Pecém 2, 9

autotransformadores monofásicos

500/230kV, 400 MVA (cada)

Chesf (49%)

65

Page 74: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras

Transenergia Goiás S.A. Linha de Transmissão 230 kV na

Subestação Serra da Mesa, Niquelândia e

Barro Alto

Furnas (99%)

Transnorte Energia S.A. SE Boa Vista, 2 autotransformadores

trifásicos 500/230 kV de 400 MVA (cada)

e 1 compensador estático 230 kV -120/150

Mvar.

Eletronorte (49%)

66

Page 75: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em ativos de geração em 31 de dezembro de 2016:

Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras

Amapari Energia S.A. Serra do Navio Eletronorte (49%)

Baguari Geração de Energia S.A. Baguari Furnas (30,6%)

Banda de Couro Energética S.A. Windfarm Banda de Couro Chesf (1,8%)

Baraúnas I Energética S.A. Windfarm Baraúnas I Chesf (49%)

Baraúnas II Energética S.A. Windfarm Baraúnas II Chesf (1,6%)

Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. Windfarm Rei dos Ventos 1 Eletronorte (24,5%)

Furnas (24,5%)

Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A Windfarm Miassaba 3 Eletronorte (24,5%)

Furnas (24,5%)

Chuí IX S.A. Windfarm Chuí 09 Eletrosul (99,99%)

Cia. Hidrelétrica Teles Pires Teles Pires (8) Furnas (24,5%)

Eletrosul (24,5%)

EAPSA - Energia Águas Da Pedra S.A. Dardanelos Eletronorte (24,5%)

Chesf (24,5%)

Enerpeixe S.A. Peixe Angical Furnas (40%)

Eólica -Chuí Holding S.A. Windfarms Chuí I a V, e Minuano I e II Eletrosul (49%)

Eólica Livramento S.A. (9) Windfarms de Cerro Chato IV, V,

VI, Ibirapuitã e Trindade

Eletrosul (59%)

Eólica Serra das Vacas I S.A. (5) Serra das Vacas I Chesf (49%)

Eólica Serra das Vacas II S.A. (5) Serra das Vacas II Chesf (49%)

Eólica Serra das Vacas III S.A. (5) Serra das Vacas III Chesf (49%)

Eólica Serra das Vacas IV S.A. (5) Serra das Vacas IV Chesf (49%)

ESBR Participações S.A. Jirau (2) Chesf (20%)

Eletrosul (20%)

Foz de Chapecó Energia S.A. Foz de Chapecó Furnas (40%)

Hermenegildo I S.A. Windfarms Verace 24 a 27 Eletrosul (99,99%)

Hermenegildo II S.A. Windfarms Verace 28 a 31 Eletrosul (99,99%)

Hermenegildo III S.A. (10) Windfarms Verace 34 a 36 Eletrosul (99,99%)

Madeira Energia S.A. Santo Antônio (6) Furnas (39%)

Morro Branco I Energética S.A. Windfarm Morro Branco I Chesf (49%)

Mussambê Energética S.A. Windfarm Mussambê Chesf (49%)

Page 76: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Norte Energia S.A. Belo Monte Chesf (15%)

Eletrobras (15%)

Eletronorte (19,98%)

Pedra Branca S.A. Pedra Branca Chesf (49%)

Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. Windfarm Rei dos Ventos 3 Eletronorte (24,5%)

Furnas (24,5%)

67

Page 77: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras

Retiro Baixo Energética S.A. Retiro Baixo Furnas (49%)

Santa Vitória do Palmar S.A. Windfarms Geribatu I to X Eletrosul (49%)

São Pedro do Lago S.A. São Pedro do Lago Chesf (49%)

Serra do Facão Energia S.A. Serra do Facão Furnas (49,47%)

Sete Gameleiras S.A. Sete Gameleiras Chesf (49%)

Tijoá Participações e Investimentos S.A. Três Irmãos (7) Furnas (49,9%)

U.E.E. Caiçara I S.A. (4) Windfarm Caiçara I Chesf (49%)

U.E.E. Caiçara II S.A. (4) Windfarm Caiçara II Chesf (49%)

U.E.E. Junco I S.A. (4) Windfarm Junco I Chesf (49%)

U.E.E. Junco II S.A (4) Windfarm Junco II Chesf (49%)

V. de Santa Joana I Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana I Chesf (49%)

V. de Santa Joana III Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana III Chesf (49%)

V. de Santa Joana IV Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana IV Chesf (49%)

V. de Santa Joana V Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana V Chesf (49%)

V. de Santa Joana VII Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana VII Chesf (49%)

V. de Santo Augusto IV Energia Renováveis

S.A.

Windfarm Santo Augusto IV Chesf (49%)

V. de Santa Joana IX Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana IX Chesf (49%)

V. de Santa Joana X Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana X Chesf (49%)

V. de Santa Joana XI Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana XI Chesf (49%)

V. de Santa Joana XII Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana XII Chesf (49%)

V. de Santa Joana XIII Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana XIII Chesf (49%)

V. de Santa Joana XV Energia Renováveis S.A.

(3)

Santa Joana XV Chesf (49%)

V. de Santa Joana XVI Energia Renováveis S.A.

(3)

Windfarm Santa Joana XVI Chesf (49%)

Page 78: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Programas do Governo Brasileiro

Além do programa Proinfa criado pelo Governo Brasileiro em 2002 para criar alguns incentivos para desenvolvimento de fontes de

energia alternativas (discutido mais amplamente em “Indústria Energética Brasileira - Proinfa”), nós também participamos de quatro

outros programas do Governo Brasileiro:

o Programa Reluz, programa introduzido para levar iluminação básica às principais áreas públicas de alguns municípios

do Brasil;

o Programa Procel, programa destinado a promover a conservação e eficiência de energia;

Luz Para Todos, programa destinado a levar energia elétrica para um adicional de 12 milhões de pessoas no Brasil; e

68

Page 79: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, programa para coordenar atividades de pesquisa e

desenvolvimento no setor de energia elétrica do Brasil e promover o desenvolvimento e fabricação de equipamentos

exigidos para assegurar o desenvolvimento do setor.

Os fundos utilizados por nós em relação a esses programas são oriundos do próprio Governo Brasileiro, na forma de fundos alocados

ao setor, assim, não utilizamos nossos próprios fundos para esses programas.

Nós também participamos de outras iniciativas utilizando nossos próprios fundos, sendo um deles o Projeto Ribeirinhas. Por meio

desta iniciativa, pretendemos avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade de tecnologias com base em recursos renováveis de energia

em algumas pequenas comunidades que vivem na região amazônica.

Pesquisa e Desenvolvimento

Ver “Item 5.C, Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças.”

Atividades Internacionais

Em 2016, reorientamos nossa estratégia internacional, buscando atuar principalmente em projetos de integração regional e geração de

energia renovável na América Latina. Assim, estamos desenvolvendo estudos para as oportunidades hidroelétricas na fronteira com a

Bolívia e Argentina, além de estudos sobre a integração de sistemas de transmissão interregional envolvendo Brasil, Guiana, Guiana

Francesa e Suriname.

Uruguai

A parceria entre nós e a empresa estatal uruguaia Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Elétricas (UTE) levou ao

desenvolvimento do parque eólico Artilleros (65 MW). Este projeto recebeu sua qualificação permanente como parte da rede de

energia elétrica do Uruguai em 2016.

Projeto Arco Norte

Avançamos os estudos de viabilidade relacionados ao Projeto Arco do Norte. Este projeto é um sistema de transmissão de

aproximadamente 1.900 km de extensão que permitirá a transferência de energia através de empreendimentos de nova geração entre o

Brasil, Guiana, Suriname e Guiana Francesa. Os estudos de pré-viabilidade foram patrocinados e coordenados pelo Banco

Interamericano de Desenvolvimento, que faz parte do Banco Mundial, e foram concluídos em novembro de 2016.

Questões Ambientais

Geral

As questões ambientais podem afetar significativamente nossas operações. Por exemplo, grandes usinas hidrelétricas podem causar o

alagamento de grandes áreas de terra e a realocação de um grande número de pessoas. A Constituição Brasileira confere poder ao

Governo Brasileiro e aos governos estaduais e locais para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e para emitir

regulamentos conforme essas leis. Enquanto o Governo Brasileiro está investido de poderes para promulgar regulamentos ambientais

gerais, os governos estaduais e locais estão investidores de poderes para promulgar regulamentos ambientais mais severos. Assim,

a maioria dos regulamentos ambientais no Brasil são estaduais e locais, ao invés de federais.

O descumprimento das leis e regulamentos ambientais pode resultar em responsabilidade penal, independentemente da

responsabilidade estrita de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros por danos ambientais. Estes descumprimentos podem

também nos submeter a penalidades administrativas, tais como multas, suspensão de subsídios de agências públicas ou liminares que

nos obriguem a interromper, temporária ou permanentemente, as atividades proibidas.

Para construir uma usina hidrelétrica, as empresas brasileiras de energia elétrica devem cumprir uma série de salvaguardas

ambientais. Para projetos para os quais o impacto ambiental seja considerado significativo, tais como projetos de geração com uma

potência superior a 10 MW, bem como linhas de transmissão acima de 230 kV, em conjunto com alguns outros projetos

ambientalmente vulneráveis, em primeiro lugar, um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) deverá ser elaborado por peritos externos que

fazem recomendações sobre a forma de minimizar ou compensar impacto da usina sobre o meio ambiente. O estudo, juntamente com

um relatório de impacto ambiental (RIMA) do projeto elaborado pela empresa, é então submetido às autoridades governamentais

federais, estaduais ou locais, dependendo do impacto previsto, para análise e aprovação. O estudo e relatório são utilizados para o

licenciamento ambiental do projeto, que é geralmente realizado por meio de um processo de licenciamento de três estágios, que

compreende: (i) uma licença para atestar a viabilidade do projeto (Licença Prévia ou LP), (ii) uma licença para iniciar o projeto

(Licença de Instalação ou LI), e (iii) uma licença para operar o projeto (Licença de Operação ou LO).

69

Page 80: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, a empresa é obrigada por lei a destinar um percentual do custo total de qualquer investimento em novos projetos com um

impacto ambiental significativo à preservação ambiental. Nos termos da lei federal e da recente decisão do Supremo Tribunal Federal,

esse percentual deve variar de zero a 0,5%. No entanto, no Estado do Rio de Janeiro, o Estado determinou que o percentual de

compensação deve variar de 0,5% a 1,1%. Como a lei federal e estadual pode prever diferentes percentuais, este montante pode ser

questionado judicialmente ou alterado pela autoridade competente pela promulgação de outra lei. Desde o início dos anos 1980,

o setor elétrico brasileiro tem se esforçado para melhorar seu tratamento dos aspectos sociais e ambientais de planejamento,

implementação e operação do projeto de energia. Em geral, nossas controladas de geração estão em conformidade com os

regulamentos ambientais aplicáveis no Brasil e as políticas ambientais e as diretrizes do setor elétrico. As nossas instalações de

geração e transmissão se beneficiam de algumas isenções a exigências de licenciamento pois suas operações iniciaram antes da

legislação ambiental aplicável. No entanto, algumas autoridades ambientais lavraram autos de infração alegando a ausência de

licenças ambientais. Ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações - Litígio - Processos Ambientais”.

Em 31 de dezembro de 2016, nossa subsidiária Eletronuclear operou duas usinas nucleares no Estado do Rio de Janeiro, Angra I e

Angra II e uma terceira usina nuclear, Angra III, está em construção. Como a Eletronuclear iniciou suas atividades antes da

promulgação de uma legislação ambiental, Angra I foi licenciada pela CNEN ao abrigo dos regulamentos nucleares e ambientais em

vigor à época. Atualmente, a legislação brasileira exige a emissão de: (i) uma autorização para empresas nucleares pela CNEN;

e (ii) uma licença ambiental emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (IBAMA).

Em relação às licenças ambientais, um grupo de estudo formado pelo Ministério Público Federal, a CNEN, o IBAMA, a Fundação

Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (ou FEEMA, que foi uma das autoridades ambientais no Estado do Rio de Janeiro,

atualmente unificada em uma única entidade, o Instituto Estadual do ambiente ou INEA), a Eletronuclear e a Eletrobras elaborou um

Termo de Ajustamento de Conduta (TAC), segundo o qual as diretrizes para o processo de atualização de licenças ambientais devem

ser estabelecidas. Angra II obteve todas as licenças ambientais necessárias para as suas operações, mas o Ministério Público Federal

contestou a sua renovação, a qual foi condicionada ao cumprimento do TAC e segundo a qual a Eletronuclear deveria implementar um

programa para aperfeiçoar os planos de emergência, programas de monitoramento ambiental e sistemas de tratamento de

efluentes. Até que estas obrigações sejam cumpridas, o IBAMA e a CNEN devem se abster de emitir licenças ou autorizações

definitivas para a operação de Angra II. Uma avaliação que compreende as realizações do TAC foi emitida pelo IBAMA ao Ministério

Público em junho de 2006. Após a avaliação do estado de cumprimento destas condições, o IBAMA emitiu um relatório concluindo

que todas as condições técnicas compiladas no TAC foram cumpridas. Em março de 2014, o IBAMA emitiu uma LO Unificada para

as usinas nucleares em operação no local da CNAAA - Angra I, Angra II e do Centro de Gestão de Resíduos Radioativos (incluindo

instalações de armazenamento iniciais), que é válida até março de 2024. A Eletronuclear também possui uma LI relacionada à

construção de Angra III, em vigor até março de 2020, e outras licenças ambientais aplicáveis para outros edifícios e instalações dentro

do local das usinas nucleares.

Para o licenciamento ambiental de Angra III, a Eletronuclear deve atender às condições estabelecidas na Licença Prévia nº 279/2008 e

Licença de Instalação nº 591/2009 concedidas pelo IBAMA. A Eletronuclear celebrou TCs (Termos de Compromisso) com os

Municípios de Angra dos Reis em outubro de 2009, e de Paraty e Rio Claro em fevereiro de 2010. A Eletronuclear tem que

implementar projetos de política pública nas áreas Ambiental, de Defesa Civil, Assistência Social, Educação, Serviços de Construção

e Públicos, Atividades Econômicas, Saúde, Saneamento e Cultural desses Municípios até o início das operações em Angra III. Caso a

Eletronuclear não cumpra os TCs, ela poderá não obter a licença de operação da planta de Angra III.

Com relação à licença da CNEN, ambas as usinas nucleares atualmente possuem sua própria Autorização para Operação Permanente

(AOP). A AOP de Angra I terminará em agosto de 2024, e a AOP de Angra II terminará em junho de 2041.

A Eletronuclear é estritamente responsável por acidentes nucleares na qualidade de operadora de usinas nucleares no Brasil. Ver

“Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relacionados à nossa Empresa - Em caso de acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária

Eletronuclear, podemos ser responsabilizados por danos, estar sujeitos a outros regulamentos e enfrentar dificuldades em obter

financiamento.”

Conservação de Energia

Nos últimos 20 anos, o Governo Brasileiro implementou uma série de ações voltadas para a conservação de energia no setor de

energia elétrica. O Governo Brasileiro normalmente financia estas ações e nós as administramos. O projeto mais importante nesta área

é o Procel.

70

Page 81: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O Programa de Conservação de Energia Elétrica (Procel) foi criado em 1985 para melhorar a eficiência energética e racionalização

do uso dos recursos naturais em todo o Brasil. O MME coordena o programa e nós somos responsáveis por sua execução. O principal

objetivo do Procel é incentivar a cooperação entre os vários setores da Empresa brasileira para melhorar a conservação de energia,

tanto nos aspectos de produção e do consumidor.

Fontes Alternativas de Energia Elétrica

Em 2002, o Governo Brasileiro criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), com o objetivo

de diversificar a matriz energética brasileira por meio da procura de soluções regionais com o uso de fontes renováveis de energia.

Indústria Energética Brasileira

Disposições Gerais

De acordo com o Regulamento no 555, de 28 de dezembro de 2015, o MME aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia

Elétrica ou PDE 2024, que fornece diretrizes ao Governo Brasileiro e a todos os agentes do setor de energia no Brasil a fim de

assegurar a existência de um abastecimento sustentável de energia no Brasil, incluindo a eletricidade, considerando as necessidades

ambientais, a economia brasileira e as capacidades técnicas do negócio.

Os estudos realizados no PDE incluem um plano para os próximos dez anos e estão sujeitos a revisões anuais que levam em conta,

entre outros aspectos, as mudanças na previsão para o crescimento do consumo de eletricidade e as reavaliações da viabilidade

econômica e operacional dos projetos de geração, bem como as estimativas sobre a expansão das linhas de transmissão.

De acordo com a ANEEL, em dezembro de 2016, ao considerar as unidades geradoras do SIN, os geradores de energia instalados nos

sistemas isolados e nos geradores detidos por pessoas físicas, o Brasil tinha uma capacidade instalada total de 150,3 GW.

Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.

Além do SIN, há também os sistemas isolados, ou seja, os sistemas que não fazem parte do SIN, estão geralmente localizados nas

regiões norte e nordeste do Brasil, têm como única fonte de energia a eletricidade gerada pelas usinas Termoelétricas movidas a óleo e

carvão, que são extremamente poluentes e têm um custo de geração de três a quatro vezes maior do que, por exemplo, uma usina de

energia hidroelétrica. A Conta CCC foi instituída pelo artigo 13, III, da Lei nº 5.899, de 5 de julho de 1973, conforme alterada, com a

finalidade de gerar reservas financeiras devidas a empresas de distribuição e a algumas empresas de geração (todas os quais devem

fazer contribuições anuais à Conta CCC), para cobrir uma parte dos custos da operação de usinas termelétricas em caso de condições

hidrológicas adversas, e também, como definido na Lei nº 12.111/2009, de subsidiar a energia gerada pelos “sistemas isolados”, a fim

de permitir que os consumidores dos sistemas isolados incorram taxas de eletricidade equivalentes às taxas custeadas pelos

consumidores atendidos pela geração hidráulica (a Lei nº 12.783 pôs fim à repartição do benefício da redução dos custos relativos ao

consumo de combustível dentro de geração de energia elétrica e os fundos da Conta CDE se tornaram os fundos principais para a

Conta CCC). Atualmente, existe uma discrepância significativa entre as taxas pagas pelos consumidores das regiões Norte e Nordeste,

quando comparado ao que é cobrado dos consumidores das regiões Sul/Sudeste. Portanto, a interligação dos sistemas isolados ao SIN

permitiria aos consumidores dessas regiões o acesso a fontes de energia hidrelétrica, o que resulta em custos de produção reduzidos e

uma convergência de preços nessas regiões para outras regiões do país.

Por conseguinte, o PDE pretende, ainda, integrar os sistemas isolados ao SIN. Essa integração seria realizada pela construção das

linhas de transmissão de Jauru/Vilhena (230 kV), Tucuruí/Manaus (Cariri) (500 kV), Jurapari/Macapá (230 kV), Manaus/Boa Vista

(500 kV) e Rio Branco/Feijó/Cruzeiro do Sul (230 kV) no prazo mais curto possível, uma vez que a análise preliminar para a

implementação do projeto de integração já foi concluída.

Além da integração dos Sistemas Isolados, o PDE também prevê a expansão da geração de energia elétrica por meio da melhoria da

capacidade de geração, definida pelo PDE como a execução de um conjunto de obras destinadas a melhorar a capacidade e eficiência,

ao passo que moderniza as usinas de energia já existentes, o que não representaria muito em termos de energia assegurada, mas

contribuiria para atender ao aumento no alto nível esperado de demanda de energia elétrica.

De acordo com a ANEEL, a capacidade total de geração de eletricidade instalada no Brasil em 2016 foi de 150,3 GW com 4.710

empreendimentos operacionais. Atualmente, existem 220 empreendimentos em construção e outro 630 com licenças concedidas. Uma

capacidade adicional de geração de 25 GW é esperada nos próximos anos.

De acordo com o Plano EPE 10, a capacidade total de geração instalada do Brasil deverá aumentar para 206,4 GW até 2024, dos quais

117 GW está previsto para ser de fonte hidrelétrica e 79 GW de fonte termoelétrica e de outras fontes.

71

Page 82: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil.

Em 31 de dezembro de 2016, contribuímos, incluindo nossas controladas, SPEs e 50% da Itaipu Binacional para aproximadamente

31% da capacidade de geração de energia instalada no Brasil e somos responsáveis por aproximadamente 47% da capacidade instalada

de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e

distribuição de energia elétrica. O restante do mercado é detido por várias empresas, incluindo a Cemig, Copel, Engie, CPFL e Duke.

Algumas destas empresas celebraram acordos de joint venture no passado. Em termos de receita líquida, acreditamos que somos a

maior empresa de geração e transmissão no Brasil. Nós geralmente concorremos com empresas de geração e transmissão por meio de

um processo de licitação competitivo.

Contexto Histórico

A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser realizados diretamente pelo Governo

Brasileiro ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro

tem sido dominado por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Brasileiro. Isso mudou

durante o governo de Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), durante o qual muitas empresas estatais foram privatizadas numa

tentativa de aumentar a eficiência e a concorrência. Nos últimos anos, o Governo Brasileiro tem tomado uma série de medidas para

remodelar a indústria de energia. Em geral, estas medidas visaram aumentar o papel do investimento privado e eliminar restrições ao

investimento estrangeiro, aumentando, assim, a concorrência global na indústria de energia.

Em particular, o Governo Brasileiro tomou as seguintes medidas:

A Constituição Brasileira foi alterada em 1995 pela Emenda Constitucional no 6 para permitir que empresas estrangeiras

invistam em empresas brasileiras que detém concessões de geração de energia. Antes desta emenda, todas as concessões

de geração eram detidas por pessoas físicas brasileiras ou entidades controladas por pessoas físicas brasileiras ou pelo

Governo Brasileiro;

O Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, alterada pela Lei nº 11.196, de 21 de

novembro de 2005 e Lei nº 11.445 de 05 de janeiro de 2007 (ou Lei de Concessões) e da Lei nº 9.074 de 7 de julho de

1995, conforme alterada (ou a Lei de Concessões de Energia), que, em conjunto: (i) exigem que todas as concessões para

a prestação de serviços relacionados à energia sejam efetuadas através de processos de licitação pública; (ii) gradualmente

permitiram que alguns consumidores de energia elétrica com demanda significativa, designados “consumidores livres”,

comprassem energia diretamente de fornecedores detentores de concessão, permissão ou autorização; (iii) previam a

criação de empresas de geração (ou Produtores Independentes de Energia) que, por meio de concessão, permissão ou

autorização, possam gerar e vender, por sua própria conta e risco próprio, a totalidade ou parte da sua eletricidade a

consumidores livres, concessionárias de distribuição e agentes comercializadores, dentre outros; (iv) concederam aos

consumidores livres e fornecedores de eletricidade acesso a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (v)

eliminaram a necessidade de uma concessão para construir e operar projetos de energia com capacidade de 1 MW a

30 MW, incluindo PCHs, embora seja necessária autorização ou permissão da ANEEL ou do MME, conforme seja o caso;

A partir de 1995, uma parte das participações majoritárias detidas por nós e vários estados em algumas empresas de

geração e distribuição foram vendidas a investidores privados. Ao mesmo tempo, alguns governos estaduais também

venderam suas ações em grandes empresas de distribuição;

Em 1998, o Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 9.648 (ou a Lei do Setor Elétrico) para reformar a estrutura básica da

indústria de eletricidade. A Lei do Setor Elétrico estabeleceu o seguinte:

A constituição de um órgão autárquico responsável por coordenar a compra e venda de energia

elétrica disponível no Sistema Interligado ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica -

MAE, entidade que substituiu o sistema anterior de preços de geração regulados e contratos de

fornecimento. O Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE foi posteriormente substituído

pela CCEE;

A exigência de que as empresas de distribuição e geração celebrem contratos de iniciais de

fornecimento de energia (ou os Contratos Iniciais de Fornecimento) compromissos gerais de

“compra e venda”, nos preços e volumes aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos

Contratos Iniciais de Fornecimento era assegurar às empresas de distribuição o acesso ao

fornecimento estável de energia por preços que garantiam uma taxa fixa de retorno para as

empresas de geração de eletricidade durante o período de transição que levou à criação de um

mercado de energia livre e competitivo;

Page 83: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A constituição do Operador Nacional do Sistema Elétrico, ou ONS, organização sem fins

lucrativos de capital fechado responsável pela gestão operacional das atividades de geração e

transmissão do Sistema Interligado Nacional; e

O estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para a construção e

operação de usinas de energia e instalações de transmissão.

72

Page 84: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final de fevereiro de 2002. Em decorrência

disto, o Governo Brasileiro implementou medidas que incluíram:

Um programa de racionamento do consumo de eletricidade nas regiões mais afetadas

adversamente, ou seja, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e

A criação da CGE, que aprovou uma série de medidas de emergência que previam metas de

consumo de eletricidade reduzidas para os consumidores residenciais, comerciais e industriais

nas regiões afetadas pela introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a

redução do consumo de eletricidade.

Em março de 2002, a CGE suspendeu as medidas de emergência e de racionamento de energia, em decorrência de grandes

aumentos no fornecimento (devido a um aumento significativo dos níveis dos reservatórios) e uma redução moderada da

demanda e, por conseguinte, o Governo Brasileiro promulgou novas medidas em abril de 2002, que, entre outras coisas,

estabelecia um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras sofridas pelos fornecedores de

eletricidade em decorrência do racionamento obrigatório de energia elétrica.

Em 15 de março de 2004, o Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 10.848 e em 30 de julho de 2004, o Decreto nº 5.163,

ou Lei de Energia Elétrica, numa tentativa de reestruturar o setor elétrico com o objetivo de proporcionar aos

consumidores provimentos seguros de eletricidade combinados com tarifas baixas, lei esta que foi regulamentada por uma

série de decretos promulgados pelo Governo Brasileiro em julho e agosto de 2004, e ainda está sujeita a outros

regulamentos a serem expedidos no futuro. Ver “- Desafios à Constitucionalidade da Lei de Energia Elétrica.”

No final de 2012, o Governo Brasileiro promulgou duas Medidas Provisórias (MP) que mudaram consideravelmente o

panorama do setor de energia elétrica brasileiro, a saber a MP 577, datada de 29 de agosto de 2012 e a MP 579, datada de

11 de setembro de 2012. Ambas foram aprovadas e convertidas na Lei nº 12.767, datada de 27 de dezembro de 2012 e

Lei nº 12.783, datada de 11 de janeiro de 2013, respectivamente. Em geral, as MPs estabeleciam o regulamento em

relação à intervenção do poder concedente nas concessões, bem como a renovação das concessões de geração, distribuição

e transmissão de energia elétrica, respectivamente.

Em 2016, duas Medidas Provisórias (MP) foram promulgadas pelo Governo Brasileiro, a saber a MP 706, datada de

28 de dezembro de 2015 e MP 735, datada de 22 de junho de 2016. Ambas foram aprovadas, mas somente a MP 706 foi

convertida na Lei nº 13.299, datada de 21 de junho de 2016. Especialmente para o setor de distribuição, esses atos são de

grande relevância, uma vez que esses dão tratamento especial para as concessões de distribuição localizadas em regiões

ainda não integradas ao Sistema Interligado Nacional - SIN. Essas medidas destinadas a criar uma nova estrutura

regulamentar capaz de proporcionar condições financeiras mais sustentáveis para essas concessões cumprem as suas

obrigações pendentes com os seus fornecedores de combustível e, portanto, criam um ambiente mais favorável para os

possíveis investidores do Programa Nacional de Privatização - PND. No entanto, na medida em que esses atos

estabelecem algum tipo de tratamento especial a uma parte das companhias de distribuição, e ainda autorizam o uso de

recursos do CDE para cobrir as dívidas de combustível das concessionárias, não podemos garantir que esses não terão a

sua legalidade/constitucionalidade contestada por outros agentes da indústria que poderão ser prejudicados, incluindo os

consumidores e outros concessionárias que não se beneficiarão das medidas legais.

Concessões

As empresas ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no

Brasil devem requerer ao MME ou à ANEEL, como representantes do Governo Brasileiro, para uma concessão, permissão ou

autorização, conforme o caso. As concessões conferem direitos de gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na área de concessão

relevante por um período determinado, embora uma concessão possa ser revogada a qualquer momento, a critério do MME, após

consulta com a ANEEL. Este período é geralmente de 35 anos para novas concessões de geração e 30 anos para novas concessões de

transmissão ou distribuição.

A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve observar na prestação de serviços de

energia elétrica, os direitos dos consumidores e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Além disso, a concessionária

deve cumprir os regulamentos que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são:

Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado igualmente no que diz respeito à regularidade,

continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade.

Page 85: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Uso de terreno. A concessionária poderá utilizar terrenos públicos ou solicitar à autoridade concedente a desapropriação

dos bens privados necessários em benefício da concessionária. Nesse caso, a concessionária deve compensar os

proprietários privados afetados.

Responsabilidade estrita. A concessionária é estritamente responsável por todos os danos decorrentes da prestação dos

seus serviços.

73

Page 86: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Mudanças no controle societário. O poder concedente deve aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle

societário da concessionária.

Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão, por meio de um processo

administrativo, para garantir o desempenho adequado dos serviços, bem como o cumprimento integral das disposições

contratuais e regulamentares aplicáveis. O procedimento de intervenção foi regulamentado pela MP nº 577/2012,

devidamente convertida na Lei nº 12.767/2012.

Término da concessão. O término do contrato de concessão pode ser antecipado por meio de expropriação e/ou

caducidade. Expropriação constitui o término antecipado de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público

que devem ser expressamente declaradas por lei. Caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de uma

decisão administrativa final de que a concessionária, entre outras coisas: (i) deixou de prestar serviço adequado ou

cumprir a lei ou regulamentação aplicável; (ii) não tem mais a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar

serviço adequado; ou (iii) não cumpriu as penalidades aplicadas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar

qualquer expropriação ou caducidade nos tribunais. A concessionária tem direito a indenização por seus investimentos em

bens reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer valores por

multas e danos devidos pela concessionária.

Vencimento. Quando do término da concessão, todos os bens, direitos e privilégios significativamente relacionados à

prestação dos serviços de energia elétrica retornam ao Governo Brasileiro. Após o vencimento, a concessionária tem

direito a indenização por seus investimentos em ativos que não foram integralmente amortizados ou depreciados no

momento do vencimento.

Multas

A Lei 9.427 de 26 de dezembro de 1996, conforme emenda, promulgada pelo Governo Brasileiro e complementada pelo regulamento

da ANEEL, rege a imposição de sanções contra os agentes do setor de eletricidade e classifica as multas apropriadas, com base na

natureza e na importância da violação (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participação nos processos de

licitação para novas concessões, licenças ou autorizações e prescrição). Para cada violação, as multas podem ser de até 2,0% da receita

da concessionária durante o período de 12 meses que anteceder qualquer aviso de tributação ou, para os produtores independentes, o

valor estimado da energia produzida no mesmo período. Algumas infrações que podem resultar em multas se relacionam à falha do

agente em solicitar a aprovação da ANEEL, incluindo o seguinte (de acordo com a Resolução da ANEEL No 63/2004, conforme

alterada de tempos em tempos):

a celebração de determinadas transações com partes relacionadas;

a venda ou cessão dos ativos relacionados aos serviços prestados, bem como à imposição de qualquer gravame (incluindo

qualquer garantia, título de dívida, penhor e hipoteca) a eles ou a quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às

receitas dos serviços de eletricidade;

as mudanças na participação majoritária direta ou indireta do detentor da autorização ou concessão; e

a não conformidade com o cronograma com relação ao início da operação comercial da usina, conforme previamente

aprovado pela ANEEL por meio do contrato relevante.

Com relação aos contratos firmados entre as partes relacionadas que forem submetidos à aprovação da ANEEL, a ANEEL pode

buscar impor restrições de acordo com os termos e condições desses contratos e, em extremas circunstâncias, determinar que o

contrato pode ser rescindido previamente.

Além disso, a ANEEL possui o papel institucional de controlar as transações da indústria de energia, exigindo que essas transações

(mudança de controle dos agentes do setor de energia elétrica) sejam submetidas para sua aprovação prévia antes da sua

implementação.

Renovação das Concessões - Lei nº 12.783

Em 2012, o Governo Brasileiro promulgou a MP No 579/2012, a qual foi convertida na Lei No 12.783. Entre outras disposições, a

finalidade principal desse parecer normativo é regulamentar as condições de renovação para a geração de energia elétrica, distribuição

e concessões de transmissão.

Page 87: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Lei No 12.783 (i) estabelece as condições para a renovação da geração de energia elétrica, concessões distribuição e transmissão;

(ii) garante uma redução de tarifas; e (iii) cria um sistema de quotas, o qual está, pela distribuição das partes de energia gerada pelas

usinas hidrelétricas para cada concessionária de distribuição, operando no SIN.

As concessões para as usinas hidrelétricas de Sobradinho e Itumbiara são uma exceção à Lei No 12.783 e foram renovadas de acordo com a

Lei No 13.182. Dessa forma, essas concessões não estão sujeitas ao sistema de alocação de alocação de quotas até 9 de fevereiro de 2022,

quando essas concessões gradualmente farão transição para o sistema de alocação de quotas. Para mais informações, ver “Fatores de Risco-A

renovação das nossas concessões de acordo com a Lei No 12.783/2013 ou a Lei No 13.182/2015 prejudicou a nossa condição

financeira e os nossos resultados operacionais” e “Fatores de Risco-Quaisquer concessões de geração hidrelétrica renovadas de

acordo com a Lei No 12.783 e a Lei No 13.182/15 estão sujeitas a um regime de alocação de quotas”.

74

Page 88: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(i) Condições para a renovação de geração de energia elétrica, concessões de distribuição e transmissão

A autoridade de concessão pode prorrogar as concessões que estiverem vencendo das companhias de geração, distribuição e

transmissão de energia elétrica por um período máximo de 30 anos adicionais, contanto que as atuais concessionárias aceitem novas

condições específicas impostas, a fim de garantir a continuidade de energia elétrica e redução de tarifas.

Os principais termos e condições para a renovação da concessão imposta pela Lei No 12.783 são:

Geração hidrelétrica: A renovação está sujeita (i) a uma tarifa determinada pela ANEEL, (ii) à comercialização em

conformidade com o sistema de alocação de quotas; e (iii) à conformidade com os padrões de qualidade estabelecidos pela

ANEEL;

Autoprodutor: A renovação da concessão do Produtor Independente será considerada de forma a fornecer um pagamento

adicional para o uso dos ativos públicos que serão utilizados pelo Governo Federal para reduzir a tarifa de energia cobrada

dos clientes;

Geração Térmica: A renovação deverá ser solicitada pela concessionária, pelo menos 24 (vinte e quatro) meses antes da

expiração da concessão. Se solicitada, a renovação será concedida por um período máximo de 20 (vinte) anos;

Transmissão de energia: A renovação das concessões de transmissão está sujeita à redução da Receita Anual Permitida

ou RAP, que é o valor anual recebido pela concessionária para a prestação dos serviços de transmissão pública, calculado

pela ANEEL, bem como à conformidade com os padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.

Distribuição de Energia: A renovação está sujeita às condições específicas estabelecidas no Decreto No 8.461, o qual

regula os critérios para a renovação das concessões de distribuição de acordo com a Lei No 12.783. A renovação de

concessões de distribuição, nos termos do Decreto Nº 8.461, exige que os concessionários atendam a determinados

critérios para: (i) à qualidade dos serviços de distribuição prestados, e (ii) ao cumprimento de determinados índices

financeiros. As concessões que não forem renovadas em conformidade com os termos e condições estabelecidos pela Lei

No 12.783 serão revertidas para a ANEEL no vencimento da concessão existente. Qualquer concessão revertidas para a

ANEEL estarão sujeitas a um novo procedimento de licitação realizado pela ANEEL de acordo com a Lei No

8.666/1993. Como resultado do processo de licitação, os ativos de geração, transmissão ou distribuição serão concedidos a

um concessionário por um período máximo de 30 anos. O titular da concessão permanecerá responsável pela prestação de

serviços públicos, nos termos e condições estabelecidos pela Lei No 12.783, até que o titular da nova concessão assuma os

ativos de distribuição relevantes. Em dezembro de 2015, a CELG-D renovou sua concessão de distribuição por mais 30

anos e em fevereiro de 2017 assinamos o contrato de venda da CELG-D com a Enel Brasil S.A. Em 22 de julho de 2016,

nossos acionistas decidiram não renovar parte de nossas concessões de distribuição nas regiões Norte e Nordeste

brasileiras, ou seja, as concessões detidas por: CEPISA; CEAL; Eletroacre; CERON; Boa Vista Energia; e Amazonas D.

Como resultado da nossa decisão de não renovar tais concessões, elas serão relicitadas em um futuro próximo. De acordo

com as novas normas estabelecidas pela Medida Provisória No 735, para a licitação das concessões sob o seu controle

direto ou indireto, o Governo Federal também está autorizado a transferir o controle das empresas. Além disso, para essas

concessões específicas, a Autoridade de Concessão também está autorizada, a seu critério e dentro dos primeiros 5 (cinco)

anos do contrato de concessão, a adiar as obrigações assumidas pelo prestador de novos serviços, mediante a assinatura de

uma alteração contratual.

Se uma concessão for renovada, a concessionária terá direito a um pagamento correspondente ao valor do investimento feito pela

concessionária para bens reversíveis não amortizados. Estes ativos serão avaliados de acordo com a metodologia prevista pela

ANEEL, denominada o novo valor de substituição (valor novo de Reposição). Em conformidade com esta metodologia, o valor de um

ativo é calculado como se estivesse sendo adquirido na data do cálculo do novo valor de substituição. Em termos gerais, a depreciação

acumulada e a amortização de um ativo são consideradas a partir do início das operações dos ativos até 31 de dezembro de 2012.

A ANEEL e o MME são responsáveis por determinar o valor dos investimentos não amortizados dentro dessas concessões de energia

a serem renovadas. Em 31 de dezembro de 2015, recebemos o valor total referente à primeira parcela do pagamento de indenização

efetuado em conformidade com a Lei No 12.783. Esse valor totalizou R$ 14,4 bilhões, utilizando valores de dezembro de 2012.

75

Page 89: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Pagamentos de indenização reivindicados para os ativos de geração de acordo com a Resolução Normativa ANEEL 596/2013:

Valor Contabilizado

Valor Solicitado

Valor Aprovado pela

ANEEL

(milhões de Reais)

Eletronorte - - - Chesf 487 4.802 - Furnas 995 1.311 - Eletrosul - - - Total 1.482 6.113 -

A tabela abaixo demonstra os valores solicitados para a ANEEL para a segunda parcela do pagamento de indenização feitos em

conformidade com a Lei nº 12.783, o qual totalizou R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016. Ela também mostra os pagamentos

de compensação reivindicados para os ativos de transmissão, relacionados aos Ativos de Transmissão da Empresa de Eletricidade

(RBSE), detidos em 31 de maio de 2000, e outras Instalações de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, de acordo

com o segundo parágrafo do Artigo 15 da Lei nº 12.783, que totalizou R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016.

Valor Solicitado

Valor Aprovado pela

ANEEL

Valor Contabilizado

Atualização de VNR - IPCA

e remuneração contabilizados

(milhões de Reais)

Eletronorte 2.926 2.579 1.733 3.596

Chesf 5.627 5.092 1.187 9.378

Furnas 10.699 9.000 4.530 14.031

Eletrosul 1.061 1.007 520 1.596

Total 20.313 17.678 7.970 28.601

Em 20 de Abril, 2016, o MME publicou a Portaria nº 120, a qual regula as condições para o recebimento de créditos relacionados aos

Ativos de Transmissão da Empresa de Eletricidade (RBSE), detidos em 31 de maio de 2000, e outras Instalações de Transmissão -

RPC, não depreciadas e não amortizadas, de acordo com o segundo parágrafo do Artigo 15 da Lei nº 12.783. De acordo com a Portaria

MME nº 120/2016, a remuneração desses ativos será a seguinte:

i. Pelo custo de capital correspondente aos ativos, consistindo de remuneração e amortização, acrescido dos impostos do processo

tarifário de 2017. A remuneração será o resultado do Custo de Capital de Média Ponderada e depreciação, que será pago de

acordo com a vida útil de cada ativo incorporado na Base de Remuneração Regulamentar;

ii. O custo de capital não integrado, a partir da prorrogação das concessões para o processo tarifário, será ajustado pela inflação e

remunerado pelo custo de capital;

iii. Pelo custo de capital correspondente aos ativos, consistindo de remuneração e amortização, acrescido do imposto devido a

partir do processo tarifário de 2017.

Dessa forma, em 31 de dezembro de 2016, estimamos o valor ajustado desses créditos, considerando as condições da Portaria MME nº

120/2016 e registramos tais estimativas em nossos registros contábeis em 2016. Em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6

bilhões a receber em relação aos ativos da RBSE. Com relação à remuneração do segmento de geração, a ANEEL e o MME ainda não

aprovaram os valores finais e as condições de pagamento.

(ii) Redução de tarifas

De acordo com a Lei No 12.783, a redução de tarifas será o resultado: (i) da redução dos encargos do setor, tais como da Conta CCC,

Conta CDE e Fundo RGR; (ii) do novo cálculo de tarifas e RAPs das concessões renovadas, conforme mencionado acima; e (iii) dos

investimentos fornecidos pelo Governo Federal.

76

Page 90: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(iii) Sistema de Alocação de Quotas

A Lei No 12.783 ainda cria um mecanismo para a alocação da energia gerada pelas usinas hidrelétricas relacionadas ao SIN, cujas

concessões foram renovadas de acordo com esta nova estrutura regulamentar, para o Mercado Regulamentado. A capacidade de

geração instalada dessas usinas é dividida em quotas iguais que são alocadas às companhias de distribuição, de acordo com os

regulamentos promulgados pela ANEEL. A finalidade do sistema de alocação de quotas é aumentar o valor de energia disponível para

as concessionárias de distribuição, e reduzir a tarifa cobrada do cliente final. As quotas e a parte de energia alocada às concessionárias

de distribuição serão revisadas periodicamente pela ANEEL.

Intervenção Administrativa nas Concessões

Em agosto de 2012, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No 12.767/2012 com o objetivo de regular a intervenção da ANEEL nas

concessionárias para garantir a qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias e o cumprimento das obrigações legais,

regulamentares e contratuais.

Além disso, a Lei No 12,767/2012 regulamenta a extinção da concessão em caso de liquidação ou falência da concessionária ou de

prescrição da concessão. Além disso, essa lei estabelece um procedimento administrativo que é exigido para o término da concessão.

Quanto aos procedimentos de recuperação extrajudicial ou judicial envolvendo concessionárias de energia, a Lei No 12.767/2012

alterou a estrutura regulamentar, uma vez que proíbe as concessionárias de energia de instaurarem processos judiciais ou

extrajudiciais. Ver o “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relativos à Indústria Brasileira de Energia” para mais detalhes.

Déficit de Contratação de Energia de Empresas de Distribuição

No início de 2014, devido às condições hidrológicas adversas, as companhias de distribuição de energia elétrica sofreram um déficit

contratual relacionado à demanda dos consumidores de cerca de 3.500 MW. Dessa forma, as companhias de distribuição de energia

tiveram que adquirir eletricidade de usinas termelétricas para garantir o abastecimento da demanda nacional brasileira de

eletricidade. Essa eletricidade foi adquirida a taxas elevadas.

O Governo Federal anunciou, em 13 de março de 2014, determinadas medidas para auxiliar as companhias de distribuição a enfrentar

esses custos e despesas mais altos inesperados durante o período de fevereiro a dezembro de 2014, a saber: (i) um leilão de

comercialização de energia elétrica realizado pela ANEEL e MME em abril de 2014, para compensar o déficit das companhias de

distribuição de energia; e (ii) uma contribuição financeira por parte do Tesouro Nacional de R$ 11,2 bilhões, por meio da conta CDE.

O Governo Federal também permitiu que a CCEE ingressasse em operações financeiras, no valor de até R$ 17,8 bilhões, a fim de

ajudar as companhias de distribuição. Dessa forma, o Governo Federal expediu o Decreto No 8221, datado de 1o de abril de 2014,

criando a Conta no Ambiente de Contratação Regulada ou CONTA-ACR, a qual irá receber o financiamento necessário para a

contratação e o pagamento das obrigações financeiras. Com o objetivo de efetuar os pagamentos relativos ao financiamento contraído

pela CCEE, as companhias de distribuição transferirão, após o ciclo de revisão tarifária de 2015, os valores específicos definidos pela

ANEEL à CDE.

O primeiro empréstimo, de R$ 11,2 bilhões, foi desembolsado em abril de 2014, e o segundo empréstimo, no valor de R$ 6,6 bilhões,

foi desembolsado em agosto de 2014. Desse valor, R$ 537,6 milhões foram atribuídos às seguintes controladas de distribuição: CEAL

(R$ 302,7 milhões), CEPISA (R$ 141 milhões), Amazonas Energia D (R$ 27,2 milhões), CERON (R$ 11,3 milhões) e Eletroacre

(R$ 55,4 milhões).

Em maio de 2013, a ANEEL criou um sistema multi-tarifário, o qual ajusta as tarifas para que essas reflitam o custo de geração de

energia. Esse sistema estava em teste até o final de 2014 e entrou plenamente em vigor em janeiro de 2015. O principal objetivo do

sistema multi-tarifário é apresentar aos consumidores, de forma transparente, o custo de produção de energia.

Autoridades Principais

Ministério de Minas e Energia

O MME é o regulador principal do Governo Brasileiro da indústria de energia, atuando como a autoridade de concessão em nome do

Governo brasileiro, e com poderes para formular políticas, com capacidades regulamentares e de supervisão. O Governo Brasileiro,

atuando principalmente através do MME, irá realizar determinadas funções que anteriormente estavam sob a responsabilidade da

ANEEL, incluindo a minuta das diretrizes que regem as concessões e a emissão das diretrizes que regem o processo de licitação para

as concessões relacionadas aos serviços e bens públicos.

77

Page 91: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEEL

O setor elétrico brasileiro é regulamentado pela ANEEL, órgão regulamentar federal independente. A responsabilidade principal da

ANEEL é regulamentar e supervisionar o setor elétrico de acordo com a política ditada pelo MME, e responder as questões que forem

delegadas a esse pelo Governo Brasileiro e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) a

administração das concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição, incluindo a aprovação de tarifas de energia

elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) a implementação e regulamentação da exploração de fontes de

energia, incluindo o uso de energia hidrelétrica; (iv) a promoção do processo de licitação pública para novas concessões; (v) resolução

de litígios administrativos entre empresas geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia

para a determinação das tarifas de transmissão.

Conselho Nacional de Política Energética

Em 6 de agosto de 1997, nos termos do artigo 2 da Lei No 9.478, o CNPE foi criado para assessorar o presidente brasileiro no que diz

respeito ao desenvolvimento e à criação de uma política de energia nacional. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia, e

a maioria dos seus membros são ministros do governo brasileiro. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos de energia

brasileiros, para garantir o fornecimento de eletricidade para o país, e para revisar periodicamente o uso de energia regular e

alternativa, para determinar se a nação está utilizando adequadamente uma variedade de fontes de energia e não está fortemente

dependente de uma fonte específica.

Operador Nacional do Sistema Elétrico

O ONS foi criado em 1998 pela Lei No 9.648 de 27 de maio de 1998. O ONS é uma empresa privada sem fins lucrativos composta

por concessionárias, outras pessoas jurídicas titulares de permissões ou autorizações concedidas no mercado de energia elétrica, e por

consumidores relacionados ao SIN. Os geradores deverão declarar a sua disponibilidade ao ONS, o qual, em seguida, tenta estabelecer

um programa de envio de eletricidade otimizado. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e

transmissão do Sistema de Energia Interligada, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e responsabilidades

principais do ONS incluem: o planejamento operacional para a indústria de geração, a organização do uso do Sistema de Energia

Interligada nacional e das interligações internacionais, garantindo que todas as partes da indústria tenham acesso à rede de transmissão

de maneira não discriminatória, auxiliando na expansão do sistema energético, propondo planos para o MME a respeito da ampliação

da Rede Básica (cujas propostas deverão ser consideradas no planejamento de expansão do sistema de transmissão) e a submissão às

normas de operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Os geradores deverão declarar a sua disponibilidade ao

ONS, o qual, em seguida, tenta estabelecer um programa de envio de eletricidade otimizado.

Câmara de Comercialização de Energia

Em 12 de agosto de 2004, o governo brasileiro promulgou um decreto estabelecendo os regulamentos aplicáveis à CCEE. Em 10 de

novembro de 2004, a CCEE sucedeu o Mercado Atacadista de Energia - MAE, mercado do qual todas as grandes empresas de

produção de eletricidade, comercializadoras de energia e importadoras e exportadoras de energia elétrica haviam participado e no qual

foi determinado o preço à vista da eletricidade. A CCEE assumiu todos os ativos e operações do Mercado Atacadista de Energia

(que haviam sido previamente regulamentados pela ANEEL).

Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões judiciais no Mercado Regulamentado, ver “- A Lei de Energia Elétrica; O

Mercado Livre e o Mercado Regulamentado - O Mercado Regulamentado.” Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas,

por: (i) registrar toda a energia comprada por meio do CCEARs, e os contratos resultantes dos ajustes de mercado e do volume de

energia contratada no Mercado Livre, ver “- A Lei de Energia Elétrica; Mercado Livre e Mercado Regulamentado - o Mercado

Livre”; e (ii) a contabilização e compensação de transações de curto prazo.

Os membros da CCEE incluem a geração, distribuição e comercialização de empresas, bem como consumidores livres. O seu

conselho de administração é composto por quatro conselheiros indicados pelos seus membros e um diretor, o qual atua como

presidente do conselho de administração, nomeados pelo MME.

O MME determina o preço máximo da energia vendida no mercado regulado por meio de leilões, conforme especificado no Decreto

No 5.163 de 2004.

Empresa de Pesquisa Energética

Em 16 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto criando EPE, uma empresa estatal que é responsável pela

condução de pesquisas estratégicas a respeito do setor energético, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e

fontes renováveis de energia. A pesquisa realizada pela EPE é subsidiada pelo MME como parte de seu papel de formulação de

políticas no setor de energia.

78

Page 92: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, a EPE é a empresa responsável pela qualificação técnica dos projetos que participam das ofertas promovidas pela ANEEL

para venda de energia.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

A Lei de Energia Elétrica autorizou a criação, nos termos do Decreto Federal No 5.175, de 9 de agosto de 2004, do Comitê de

Monitoramento do Setor Elétrico (ou CMSE), o qual atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das

condições de abastecimento do sistema e por propor uma medida preventiva (inclusive uma medida relacionada à demanda e a

contratação de uma reserva para fins de abastecimento) para restaurar as condições de serviço, quando aplicável.

Transmissão de Energia Elétrica no Brasil

O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é feito por meio de uma grade de linhas de transmissão e

subestações com tensões elevadas (de 230 kV a 750 kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia

elétrica que produz ou consome energia está autorizado a utilizar a Rede Básica.

As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas geralmente estão

localizadas longe dos grandes centros de consumo de energia. Hoje, o sistema do país está quase totalmente interligado. Apenas o

Estado de Roraima e parte dos estados do Pará, Amazonas, Amapá e Rondônia ainda não estão conectados ao Sistema Interligado

Nacional. Nesses estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou hidrelétricas localizadas perto das suas respectivas

capitais.

O Sistema Interligado Nacional prevê a troca de energia entre as diferentes regiões quando uma região enfrenta problemas de geração

de energia hidrelétrica devido a uma queda nos seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no sul, sudeste,

norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750 kV) tornam possível que os locais com produção

insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores que estão em um local mais favorável.

A operação e administração da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual também é responsável pela gestão de energia sendo

despachada das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos do Sistema Interligado e as usinas

térmicas.

O nosso sistema de transmissão, o qual consiste em um conjunto de linhas de transmissão interligadas a subestações, é composto por

cerca de 60.997 kms de linhas de transmissão, o que corresponde a cerca de 47,0% do total das linhas no Brasil, com uma voltagem

igual ou superior a 230 KV.

Além de operar e manter esse sistema de acordo com os padrões de desempenho e qualidade exigidos pela ANEEL, temos participado

ativamente da expansão de linhas de transmissão por meio de concessões nos leilões realizados pela ANEEL, isoladamente ou por

meio de consórcios, bem como por meio de permissões de reforços do sistema atual.

Os principais projetos de transmissão em desenvolvimento são: (i) TL 525 kV Guaiba 3 - Capivari do Sul; (ii) LT 230 kV Camaçari

IV - Pirajá Pituaçu - Pirajá; (iii) TL 800 Xingu kV - Estreito; (iv); (iv) LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas II C2 (BA); (v)

Interligação Manaus - Boa Vista (AM/RR); (vi) Interligação Brasil - Uruguai (RS); e (vii) LT 500 kV Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2

(MG).

O Brasil tem um total de seis interligações de médio e grande porte com outros países da América do Sul, quatro delas

operadas por nós, conforme descrito abaixo:

Com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500 kV ligando Unidade de Itaipu à subestação de Margem

Direita (Paraguai) e de Foz do Iguaçu no Brasil. O setor de energia de 50 Hz de Itaipu é então transportado para a subestação de

Ibiúna, em São Paulo, através de um sistema de transmissão de corrente direta, com capacidade de 6.300 MW;

Com o Uruguai, por meio da estação conversora de frequência de Rivera, no Uruguai, com capacidade de 70 MW, e de

uma linha de transmissão de 230 kV ligando-a à subestação de Livramento no Brasil;

Com a Argentina, através da estação conversora de frequência de Uruguaiana no Brasil, com uma capacidade de 50 MW,

e de uma linha de transmissão de 132 kV ligando-o a Paso de los Libres, na Argentina; e

Com a Venezuela, através de uma linha de transmissão de 230 kV, com uma capacidade de 200 MW, que liga a cidade de

Boa Vista, no Estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela.

Page 93: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

No ambiente transitório (2002-2005), houve um declínio gradual nos valores de energia contratados de acordo com os Contratos

Iniciais de Abastecimento e as empresas geradoras pagaram pelo uso da rede de linha de transmissão, enquanto os distribuidores

foram obrigados a pagar dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas a cada ponto de conexão de onde esses

distribuidores exigem tensão; e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos Contratos de Fornecimento Iniciais, que foi aplicada a parte

da demanda contratada nesse ambiente. Uma vez que os valores de acordo com os Contratos Iniciais de Abastecimento caíram para

zero, as empresas de geração, distribuição e venda de energia e os consumidores livres tiveram acordos de livre acesso que regem o

uso das linhas de transmissão em termos equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado depois que o livre acesso tornou-se

obrigatório. Nesse ambiente de mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que

acessa a Rede Básica faz dele.

79

Page 94: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Lei Regulamentar do Setor Elétrico; Mercado Livre e Mercado Regulamentado

A Lei do Setor Elétrico introduziu mudanças relevantes na regulamentação do setor de energia, tendo em vista: (i) corrigir as

deficiências no sistema elétrico brasileiro e (ii) a criação de incentivos para garantir o crescimento do setor de energia elétrica, a fim

de apoiar o desenvolvimento econômico e social brasileiro. Por meio dessa lei, os legisladores tentaram proteger os consumidores

cativos das concessionárias de distribuição e dar continuidade ao baixo custo da energia elétrica, o que tem um impacto ambiental

mínimo, disponível. As principais características da Lei do Setor Elétrico incluíram:

A criação: (i) do Mercado Regulamentado, no qual a compra e venda de energia elétrica deve seguir as normas impostas

pela ANEEL e deve ocorrer por meio da CCEE; e (ii) de um mercado destinado especificamente a determinados

participantes (por exemplo, consumidores livres e empresas de comercialização), o qual permitirá um certo grau de

concorrência no que diz respeito ao Mercado Regulamentado, denominado Mercado Livre, no qual as partes são livres

para negociar os termos e as condições dos seus contratos de compra e venda;

Restrições a determinadas atividades dos distribuidores, de forma a assegurar que esses se concentrem apenas em sua

atividade central para garantir serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos;

A eliminação de negociação em benefício próprio, para o fornecimento de um incentivo para que os distribuidoras

adquiram energia a preços mais baixos disponíveis, ao invés de adquirir energia de partes relacionadas; e

Respeito pelos contratos firmados anteriormente à Lei de Energia Elétrica, a fim de proporcionar estabilidade às

transações conduzidas antes da sua promulgação.

A Lei do Setor Elétrico também nos exclui e exclui as nossas controladas Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul, Eletronuclear e

CGTEE do Programa Nacional de Privatização, o qual é um programa criado pelo Governo Brasileiro em 1990, tendo em vista

promover o processo de privatização de empresas estatais. Todas as companhias de Distribuição da Eletrobras estão incluídas no

Programa de Parceria de Investimentos da Presidência da República - PPI.

Desafios à Constitucionalidade da Lei de Energia Elétrica

Alguns aspectos da Medida Provisória nº 144, a partir de 10 de dezembro de 2003, que deram origem à Lei do Setor Elétrico, estão

sendo contestados no Supremo Tribunal Federal, nas Ações Judiciais nº 3090 e 3100. Os pedidos provisórios de ambas as ações

judiciais foram negados pelo Supremo Tribunal Federal, na decisão publicada em 26 de outubro de 2007. A decisão final a respeito

desta questão está sujeita à maioria dos votos dos 11 juízes, desde que um quórum de pelo menos oito juízes esteja presente. Até a

presente data, o Supremo Tribunal Federal não chegou a uma decisão final e não sabemos quando essa decisão pode ser alcançada. O

Supremo Tribunal Federal decidiu, por seis votos a quatro, negar a medida provisória solicitada para suspender os efeitos da Lei do

Setor Elétrico até a tomada a decisão final a respeito do caso; no entanto, uma decisão final ainda está pendente. Portanto, a Lei do

Setor Elétrico está em vigor desde 15 de março de 2004 até a presente data. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal,

espera-se que determinadas partes da Lei de Energia Elétrica relacionadas às restrições das companhias de distribuição que exercem

atividades não relacionadas à distribuição de eletricidade, incluindo a venda de energia por companhias de distribuição a

consumidores livres, e a eliminação da negociação em benefício próprio, permaneçam em pleno vigor e efeito.

Caso toda ou uma parte relevante da Lei do Setor Elétrico seja considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o

esquema regulamentar introduzido pela Lei do Setor Elétrico pode perder a sua eficácia, gerando incertezas quanto à forma como o

governo brasileiro vai definir as normas para a setor de energia elétrica. Considerando que já compramos virtualmente todas as nossas

necessidades de eletricidade por meio de nossas controladas, tanto no ACR quanto no ACL e que se espera que o repasse para as

tarifas dessa eletricidade continue sendo regulamentado pelo regime anterior à Lei do Setor Elétrico, independentemente do resultado

da decisão do Supremo Tribunal Federal, acreditamos que, dentro de um curto prazo, os efeitos de uma eventual decisão sobre as

nossas atividades devem ser relativamente limitados. O efeito exato de um resultado desfavorável do processo judicial sobre nós e o

setor elétrico como um todo é difícil de prever, mas esse poderia ter um impacto adverso nos nossos negócios e nos resultados

operacionais, mesmo em curto prazo (ver “Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro”).

Além disso, a Lei do Setor Elétrico e da estrutura regulamentar elétrica como um todo foi recentemente alterada em alguns aspectos

importantes pela promulgação da Lei No 13.299/16 e da Medida Provisória No 735/16. Especialmente para o setor de distribuição, esses

atos são de grande relevância, uma vez que esses dão tratamento especial para as concessões de distribuição localizadas em regiões ainda

não integradas ao Sistema Interligado Nacional - SIN. Tais medidas visavam criar um novo quadro regulamentar capaz de proporcionar

condições financeiras mais sustentáveis para essas concessões cumprem as suas obrigações pendentes com os seus fornecedores de

combustível e, portanto, criam um ambiente mais favorável para os possíveis investidores no meio do Programa Nacional de

Privatização - PND.

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Page 95: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

No entanto, na medida em que esses atos estabelecem algum tipo de tratamento especial a uma parte das companhias de distribuição, e

ainda autorizam o uso de recursos do CDE para cobrir as dívidas de combustível das concessionárias, não podemos garantir que esses

não terão a sua legalidade/constitucionalidade contestada por outros agentes da indústria que poderão ser prejudicados, incluindo os

consumidores e outros concessionárias que não se beneficiarão das medidas legais.

Mercados para a Comercialização de Eletricidade

De acordo com a Lei do Setor Elétrico, as transações de compra e venda de energia elétrica podem ser realizadas em dois segmentos

diferentes do mercado: (i) no Mercado Regulamentado, o qual contempla a compra por companhias de distribuição por meio de leilões

judiciais de toda a energia elétrica necessária para atender os seus consumidores cativos; e (ii) no Mercado Livre, o qual abrange a

compra de eletricidade por entidades não regulamentadas (tais como consumidores livres e comercializadores de energia).

No entanto, a eletricidade gerada pelas usinas qualificadas de acordo com o Proinfa, as usinas nucleares e a Itaipu são regidas por um

regime especial de comercialização e, portanto, não estão sujeitas a qualquer Mercado Regulamentado ou Livre. A eletricidade gerada

por Itaipu, a mais relevante entre as fontes de energia regidas por um regime separado, incluindo o Decreto 4.550, de 27 de dezembro

de 2002, é vendida para nós e vendida para concessionárias de distribuição nos mercados de energia sul e centro-sul leste,

proporcionalmente à sua quota de mercado nesses mercados. As taxas às quais a eletricidade gerada por Itaipu é comercializada estão

denominadas em dólares americanos e são estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e Paraguai. Como consequência

disso, as tarifas de Itaipu aumentam ou caem, de acordo com a variação da taxa de câmbio do dólar norte-americano/Real. As

alterações no preço da eletricidade gerada pela Itaipu estão, no entanto, sujeitas a um repasse total para as tarifas de distribuição.

Mercado Regulamentado

As companhias de distribuição devem atender a demanda do mercado através do fornecimento de energia elétrica adquirida

principalmente em leilões judiciais no Mercado Regulamentado. As companhias de distribuição, no entanto, podem comprar

eletricidade de: (i) empresas de geração que estiverem relacionadas diretamente a essa companhia de distribuição, exceto as empresas

de geração hidrelétrica com capacidade superior a 30 MW, e determinadas empresas de geração térmica; (ii) projetos de geração de

energia elétrica participando da fase inicial do Proinfa; e algumas companhias de distribuição de energia no sul e centro-sul-leste de

mercados de energia, e (iii) da usina hidrelétrica de Itaipu.

Os leilões judiciais de energia elétrica para novos projetos de geração são realizados: (i) cinco anos antes da data de entrega inicial

(denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes da data inicial de entrega estimada (denominados leilões “A-3”). Os leilões de

energia elétrica de usinas de geração de energia existentes são realizados (i) um ano antes da data inicial de entrega estimada

(denominados leilões “A-1”) e/ou (ii) no mesmo ano da data inicial de entrega estimada (denominados leilões “A”). Além disso, o

Governo Brasileiro, direta ou indiretamente, por intermédio da ANEEL, realiza leilões judiciais para a venda de energia elétrica para

as distribuidoras de energia, a fim de permitir que os distribuidores ajustem o volume de energia elétrica, conforme for necessário para

atender as demandas dos seus clientes ou os Ajustes de Mercado.

Os leilões são preparados pela ANEEL em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de utilizar

o menor lance como critério para determinar o vencedor do leilão.

Cada empresa de geração que participa do leilão deve assinar um contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de

distribuição, na proporção da respectiva demanda estimada de energia elétrica das companhias de distribuição. Os CCEARs para

ambos os leilões “A-5” e “A-3” têm um prazo entre 15 e 30 anos, e os CCEARs para leilões “A-1” têm um prazo entre três e

15 anos. Os CCEARs para leilões “A” tem um prazo entre um a 15 anos. Os CCEARs para fontes alternativas de energia estão entre

10 e 30 anos. A única exceção a essas normas se refere ao leilão de ajuste de mercado, no qual as companhias de geração e de

distribuição entrarão em acordos bilaterais de dois anos que deverão ser registrados com a ANEEL e CCEE.

Os regulamentos ainda estabelecem um mecanismo de tarifa de passagem chamado Valor Anual de Referência, que limita os valores

dos custos de aquisição de energia elétrica que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência

corresponde à média ponderada dos preços de eletricidade nos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para todas as companhias de

distribuição.

O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as companhias de distribuição contratem a sua demanda de eletricidade

esperada nos leilões “A-5”, quando se esperar que os preços sejam mais baixos do que nos leilões “A-3”. A ANEEL permite às

empresas transfiram os seus custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores finais, em conformidade com os seguintes

critérios: (i) nos leilões A-5, as empresas estão autorizadas a repassar todos os custos para os consumidores, sem prejuízo das

limitações referidas abaixo; (ii) nos leilões A-3 empresas têm permissão para: (a) passar todos os custos de aquisição de energia

adquirida em leilões A-5 até 2% da diferença entre a energia adquirida nos leilões A-3 durante o ano e as necessidades energéticas do

distribuidor; e (b) repassar o menor dos seguintes - os leilões A-5 e os leilões A-3; (iii) nos leilões A-1, as empresas podem repassar

todos os custos ao consumidor; (iv) nos leilões de Ajuste de Mercado e nas aquisições de energia diretamente de uma usina de geração

conectada ao sistema elétrico dos distribuidores (exceto conforme estabelecido em lei), as empresas são autorizadas a repassar todos

os custos até o Valor de Referência Anual para o consumidor; e (v) nos leilões de fontes alternativas de energia e outros determinados

pelo governo brasileiro, as empresas podem repassar todos os custos ao consumidor.

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Page 96: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A ANEEL mantém o valor econômico do Valor Anual de Referência, ajustando o Valor Anual de Referência em conformidade com o

índice de correção monetária acordado nos CCEARs.

A Lei do Setor Elétrico estabelece as seguintes limitações à capacidade das companhias de distribuição de repassar os custos para os

consumidores:

Nenhum repasse de custos para compras de energia elétrica que excedam 103,0% da demanda real;

O repasse dos custos de aquisição de eletricidade dos novos projetos de geração de energia elétrica equivalentes à

diferença entre o limite mínimo de compra (96% da energia recuperada contratada nos termos da Lei de Energia Elétrica)

e a energia adquirida nos leilões A-1 será limitado ao valor médio ponderado (em Reais/MWh) dos preços de aquisição

nos leilões A-1, contanto que esse limite seja aplicável apenas: (i) aos primeiros três anos após os leilões A-1, nos quais o

limite mínimo de compra não foi atingido; (ii) aos CCEARs relacionados à parte de energia adquirida nos leilões A-3 e

A-5 com o preço mais alto;

O MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e

Se as companhias de distribuição não cumprirem a obrigação de contratação integral da sua demanda, o repasse dos custos

da energia adquirida no mercado de curto prazo da CCEE será o menor dentre o Preço de Liquidação das Diferenças

(PLD) e o Valor de Referência Anual.

Os Leilões no Mercado Regulamentado, sujeitos às condições estabelecidas nos respectivos pedidos de propostas, podem originar dois

tipos de CCEARs: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia.

Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, um gerador se compromete a fornecer uma certa quantidade de eletricidade e

assume o risco de que o fornecimento de energia elétrica poderia ser prejudicado por condições hidrológicas e níveis baixos dos

reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que o gerador será

obrigado a adquirir a energia de outras fontes, a fim de cumprir os seus compromissos de abastecimento. De acordo com um Contratos

de Disponibilidade de Energia, o gerador se compromete a disponibilizar um valor específico de capacidade para o Mercado

Regulamentado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida e as companhias de distribuição enfrentem o risco de uma escassez de

abastecimento. No entanto, o aumento dos preços da eletricidade devidos a uma escassez de oferta são repassados pelas companhias

de distribuição para os consumidores.

A Lei do Setor Elétrico estabelece que todas as empresas de geração, distribuição e comercialização, produtores independentes de

energia e consumidores livres devem informar o MME, até o dia 1o de agosto de cada ano, a respeito da sua demanda de eletricidade

estimada ou geração de energia elétrica estimada, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. A fim de incentivar as

companhias de distribuição de energia a fazer estimativas precisas e de celebrar acordos de compra de energia de forma

correspondente, as tarifas de repasse, conforme mencionadas acima, são permitidas desde que a energia adquirida permaneça dentro

de 103,0% da demanda de energia real da companhia de distribuição. Excedentes e escassez das companhias de distribuição de

energia relacionadas às aquisições de energia no Mercado Regulamentado podem ser compensados, um contra o outro, por meio de

um mecanismo de compensação gerido pela CCEE. De acordo com a Lei do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica têm o

direito de transmitir aos seus clientes os custos relacionados à energia comprada por meio de leilões judiciais, bem como quaisquer

impostos e encargos setoriais relacionados aos leilões judiciais, sujeitos a determinadas limitações relacionadas à incapacidade das

companhias de distribuição de preverem uma estimativa com precisão.

Nesse contexto, é importante mencionar que 2015 foi marcado por um aumento substancial nas tarifas, levando a uma queda no

consumo de energia e à migração de consumidores potencialmente livres para o Mercado Livre (ACL). Temendo que esse cenário

fosse ainda pior, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa No 711/2016 (Resolução Normativa No 711/2016), datada de 19 de abril

de 2016, visando o desenvolvimento de mecanismos que se adequariam aos níveis de contratação de energia pelas distribuidoras. A

Resolução estabelece os critérios e condições de possíveis acordos bilaterais entre as partes signatárias das CCEARs. O acordo

bilateral pode envolver os seguintes formatos: (i) redução temporária total ou parcial da energia contratada; (ii) redução permanente

parcial da energia contratada ou; (iii) rescisão do contrato. De modo geral, a Resolução Normativa No 711/2016 traz uma importante

alteração regulamentar, eliminando tanto o adiamento do início do período de oferta quanto a transferência da posição contratual para

outro distribuidor.

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Page 97: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Convenção de Comercialização de Energia Elétrica

As Resoluções ANEEL No 109, de 26 de outubro de 2004, No 210, de 24 de fevereiro de 2006, e No 637, de 5 de dezembro de 2014,

são o regulamento mais relevantes que rege a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que regulam a organização e

funcionamento da CCEE e as condições de comercialização de energia elétrica, e definem, entre outros: (i) os direitos e as obrigações

dos agentes da CCEE; (ii) as multas a serem impostas aos agentes inadimplentes; (iii) os meios de resolução de litígios; (iv) as normas

de negociação nos Mercados Regulamentados e Livre; e (v) o processo de contabilização e liquidação de transações de curto prazo.

A CCEE é uma organização sem fins lucrativos cujos membros são todos os agentes do setor elétrico brasileiro (determinados agentes

não são membros obrigatórios da CCEE e podem ser representados por outros membros). A CCEE é responsável (i) por registrar as

condições relativas à quantidade de energia e aos prazos previstos em todos os acordos de compra de energia, sejam celebrados no

Mercado Regulamentado ou no Mercado Livre; e (ii) pela contabilização e liquidação do mercado de energia, incluindo os excedentes

de energia e mercado de escassez local, entre outras atribuições. A CCEE é regida por um Conselho de Administração composto por

cinco membros, sendo quatro indicados pelos agentes referidos, enquanto o seu presidente é nomeado pelo MME.

Mercado Livre

O Mercado Livre cobre vendas de energia elétrica livremente negociadas entre as concessionárias de geração, os Produtores

Independentes de Energia, autogeradores, comercializadores de energia, importadores de energia e consumidores livres. O Mercado

Livre também inclui contratos bilaterais entre geradores e companhias de distribuição firmados antes da promulgação da Nova Lei do

Setor Elétrico, até que esses expirem. Após o seu vencimento, os novos contratos devem ser celebrados em conformidade com as

diretrizes da Lei do Setor Elétrico.

Esse longo período de aviso visa assegurar que, se necessário, a construção da nova geração custo-efetiva poderá ser finalizada a fim

de suprir o novo registro de consumidores livres no Mercado Regulamentado. Os geradores estatais podem vender eletricidade aos

consumidores livres, porém, diferentemente dos geradores privados, são obrigados a fazê-lo através de um processo público que

garanta transparência e igualdade de acesso a todos os interessados.

Consumidores Livres

De acordo com a Lei do Setor Elétrico, um consumidor livre pode optar por: (i) continuar adquirindo energia de uma companhia de

distribuição local; (ii) adquirir energia diretamente de um produtor independente ou de autoprodutores com energia excedente;

(iii) comprar energia a partir de um agente auxiliar de comércio de energia; ou (iv) adquirir energia de outros consumidores livres por

meio de cessão.

A Lei do Setor Elétrico não permite que as concessionárias de distribuição vendam energia para consumidores livres diretamente

(exceto de acordo com determinadas condições regulamentares).

A Lei do Setor Elétrico estabelece ainda que a opção de se tornar um consumidor livre está sujeita à expiração antes ou rescisão do seu

contrato de compra de energia com a companhia de distribuição de energia. Caso o contrato de compra de energia tenha um prazo

indeterminado, a migração para o mercado livre será permitida apenas no ano seguinte ao do recebimento de um aviso de migração

pela companhia de distribuição de energia, desde que esse aviso seja apresentado até 15 de julho de cada ano. Uma vez que um

consumidor tenha migrado para o Mercado Livre, esse só pode retornar ao Mercado Regulamentado se tiver entregado à companhia de

distribuição relevante um aviso de cinco anos, embora a companhia de distribuição possa reduzir esse prazo a seu critério.

A Lei do Setor Elétrico estabeleceu, em princípio, algumas condições e limites de energia e de consumo que definem quais

consumidores poderiam se qualificar como “consumidores livres”. Esses limites podem ser gradualmente reduzidos ao longo dos anos

pela ANEEL, de modo a permitir que um número crescente de consumidores faça essa eleição, até que todos os consumidores de

todas as diferentes classes possam escolher qual o fornecedor do qual esses querem adquirir energia.

A lei garante aos fornecedores e aos seus respectivos consumidores livre acesso à rede, sujeitos ao pagamento de tarifas pelo uso das

redes de energia elétrica e dos custos de conexão. Todos os encargos regulamentares aos quais os consumidores cativos estão sujeitos

são adicionados a essas tarifas, a fim de garantir um tratamento justo e igualitário entre os consumidores cativos e livres.

Os regulamentos acima são destinados (i) para evitar uma arbitragem entre os mercados cativo e livre pelos Consumidores Livres,

proibindo migrações oportunistas, bem como (ii) para proteger as companhias de distribuição de energia, tornando o mercado cativo

mais previsível. Além disso, a ANEEL deve regulamentar a migração para o mercado livre, sem aumentar as tarifas do mercado

cativo.

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Page 98: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Atividades Restritas dos Distribuidores

As companhias de distribuição não estão autorizadas a, salvo disposição em contrário prevista na Lei 9.074/1995: (i) desenvolver

atividades relacionadas à geração e transmissão de energia elétrica; (ii) vender eletricidade aos consumidores livres, exceto para

aqueles da sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas aplicáveis aos clientes cativos no Mercado Regulamentado; (iii)

deter, direta ou indiretamente, qualquer interesse em qualquer outra empresa, corporação ou parceria; ou (iv) desenvolver atividades

comerciais que não estão relacionadas às suas respectivas concessões, exceto conforme permitido por lei ou pelo contrato de

concessão relevante. Os geradores não estão autorizados a deter uma participação acionária de mais de 10,0% nas companhias de

distribuição ou a manter uma participação acionária majoritária nas companhias de distribuição.

Eliminação de negociação em benefício próprio

Uma vez que a compra de eletricidade para consumidores cativos será realizada através do Mercado Regulamentado, a chamada

negociação em benefício próprio não é mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela

ANEEL antes da promulgação da Nova Lei do Setor Elétrico. As companhias de distribuição podem, no entanto, celebrar contratos de

compra de energia com partes relacionadas, desde que esses acordos sejam resultantes de leilões de energia realizados no Mercado

Regulamentado. Antes da Lei do Setor Elétrico, essas companhias podiam cumprir até 30,0% das suas necessidades de eletricidade

através de energia adquirida de companhias afiliadas.

Limitações de Propriedade

Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades no setor elétrico. De acordo com esses

limites, com exceção das companhias participantes do Programa Nacional de Privatização (que apenas precisava cumprir esses limites

depois da realização final da sua reestruturação corporativa), nenhuma empresa de energia (incluindo as suas controladoras e

controladas) poderia: (i) deter mais de 20,0% da capacidade instalada do Brasil, 25,0% da capacidade instalada da região

sul/sudeste/centro-oeste do Brasil, ou 35,0% da capacidade instalada da região norte/nordeste do Brasil, exceto se esse percentual tiver

correspondido à capacidade de uma única planta de geração instalada; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil,

25,0% do mercado da região sudeste/sul/centro-oeste de distribuição, ou 35,0% do mercado de distribuição norte/nordeste, exceto no

caso de um aumento na distribuição de energia elétrica superior às taxas nacionais ou regionais de crescimento; ou (iii) deter mais de

20,0% do mercado de comercialização do Brasil com consumidores finais, 20,0% do mercado de comercialização do Brasil com

consumidores não-finais, ou 25,0% da soma dos percentuais acima.

De acordo com o parágrafo primeiro, Artigo 31 da Lei do Setor Elétrico, nós e as nossas controladas Furnas, Chesf, Eletronorte,

Eletrosul, Eletronuclear e CGTEE fomos excluídos do Programa Nacional de Privatização. Dessa forma, estamos sujeitos aos limites e

condições impostos à participação de agentes nas atividades do setor de energia elétrica, de acordo com a Resolução da ANEEL No

278/2000, a qual visa alcançar uma concorrência efetiva entre os agentes e impedir uma concentração nos serviços e atividades

realizados por agentes do setor da eletricidade.

Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL publicou a Resolução No 378, a qual revogou e substituiu a Resolução No 278/2000 e

estabeleceu que a ANEEL, ao identificar um ato que possa resultar em concorrência desleal ou no controle significativa dos mercados,

transmissão e distribuição de geração, deve notificar a Secretaria de Direito Econômico (ou SDE) do Ministério da Justiça, nos termos

do Artigo 54 da Lei nº 8.884, de 11 de junho de 1994. Após a notificação, a SDE deve informar a autoridade antitruste, o CADE. Se

necessário, a SDE vai exigir que a ANEEL analise possíveis infrações nos termos da Resolução No 378, enquanto o CADE deverá

determinar qualquer punição aplicável, a qual pode variar desde sanções pecuniárias até a dissolução da empresa, de acordo com os

artigos 23 e 24 da lei supramencionada.

Embora a legislação atualmente em vigor não preveja limites específicos para a identificação da concentração do mercado, como

mantemos uma participação no mercado brasileiro equivalente a 31% da capacidade instalada total do país, as nossas atividades estão

sob a supervisão constante dos reguladores e somos solicitados regularmente a atualizar a nossa cadeia corporativa e os nossos

investimentos, bem como a detalhar as nossas atividades e a influência no mercado de eletricidade brasileiro.

Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão

A ANEEL supervisiona as normas tarifárias que regulam o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, e estabelece tarifas pelo

uso dos, e acesso aos referidos sistemas. As tarifas são as seguintes: (i) tarifas de uso de rede, as quais são taxas de uso da rede local

exclusiva das companhias de distribuição ou (TUSD); e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que é a Rede Básica e suas

instalações auxiliares (ou TUST). Além disso, as companhias de distribuição no Sistema de Energia Sul/Sudeste Interligado pagam

encargos específicos para a transmissão da eletricidade gerada em Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão.

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Page 99: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

TUSD

A TUSD é paga pelos geradores, consumidores livres e consumidores especiais para o uso do sistema de distribuição da companhia de

distribuição à qual o gerador relevante ou consumidor livre está conectado, sendo revista anualmente, de acordo com um índice

inflacionário. O valor a ser pago é baseado em uma fórmula estabelecida pela Resolução ANEEL No 657/2015 e pode variar de

acordo com um número de diferentes fatores, incluindo, por exemplo, os custos de rede, os custos operacionais e as perdas de energia,

entre outros. As nossas companhias de distribuição recebem a TUSD paga pelos consumidores livres em suas áreas de concessão e por

algumas outras companhias de distribuição que estão ligadas ao nosso sistema de distribuição.

TUST

O TUST é pago pelas companhias de distribuição e utiliza, incluindo geradores, consumidores livres e consumidores especiais, a rede

básica. O valor a ser pago é baseado em uma fórmula estabelecida pela Resolução ANEEL No 67/2004, alterada pela Resolução

ANEEL No 442/2011, e pode variar de acordo com um número de diferentes fatores. De acordo com os critérios estabelecidos pela

ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram para a coordenação das suas instalações o ONS, em

troca do recebimento de pagamentos regulamentados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as

empresas de geração, companhias de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com o ONS legitimando-os a utilizar a

rede de transmissão em troca do pagamento de tarifas publicadas. Outras partes da rede que são propriedade de empresas de

transmissão, mas que não são considerados parte da rede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados

que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão relevante.

Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão - Encargo de Acesso

Algumas companhias de distribuição, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica através de um sistema

intermediário de conexão localizado entre as suas respectivas linhas de distribuição e a Rede Básica. Essa conexão é formalizada por

meio de um Contrato de Acesso ao Sistema de Conexão Intermediário firmado com as concessionárias de transmissão que possuem

essas instalações. A compensação para as empresas de transporte é regulamentada pela ANEEL e é definida de acordo com o custo

dos ativos utilizados, quer sejam sua propriedade exclusiva ou dividida entre os agentes do setor de energia elétrica. A compensação

correspondente referente ao uso do sistema de conexão intermediário é revisada anualmente pela ANEEL, de acordo com um índice

inflacionário e com os custos relacionados aos ativos.

Encargo de Transporte da Itaipu

A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em voltagem alternada e contínua, a qual não é considerada parte

da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso desse sistema é compensado por um encargo específico, denominado

encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas com direito a quotas da eletricidade da Itaipu, proporcionalmente às suas quotas.

Tarifas de Distribuição

As tarifas de distribuição estão sujeitas à revisão pela ANEEL, a qual tem a autoridade para ajustar e rever tarifas em resposta às

mudanças nos custos de compra de energia elétrica e nas condições de mercado. Ao reajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL

divide os custos das companhias de distribuição entre: (i) custos que estão fora do controle do distribuidor (ou custos da Parcela A);

e (ii) custos que estão sob o controle dos distribuidores (ou custos da Parcela B). O reajuste das tarifas é baseado em uma fórmula que

considera a divisão de custos entre as duas categorias.

Cada contrato de concessão da companhia de distribuição prevê um reajuste tarifário anual (reajuste anual). De modo geral, os custos

da Parcela A são integralmente transferidos aos consumidores. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos pela inflação de

acordo com o IGP-M.

As companhias de distribuição de energia elétrica também têm direito à revisão periódica (revisões) a cada cinco anos. Essas revisões

são destinadas a: (i) assegurar que as receitas são suficientes para cobrir os custos operacionais da Parcela B, e a compensação

adequada dos investimentos essenciais para os serviços dentro do escopo da concessão de cada empresa; e (ii) determinar o “fator X”,

o qual é um fator de eficiência com base em três componentes: (a) ganhos de produtividade de aumento em escala esperados;

(b) avaliações pelos consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c) custos da mão-de-obra.

Dessa forma, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as companhias de distribuição

compartilhem os seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.

O repasse dos custos de aquisição de energia elétrica sob de acordo com os contratos de abastecimento celebrados antes da vigência da

Lei do Setor Elétrico está sujeito a um teto baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte diferente de energia (tais

como hidrelétricas, termoelétricas e fontes alternativas de energia). Esse limite é ajustado anualmente a fim de refletir os aumentos nos

custos incorridos pelas geradoras. Esse reajuste considera: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda forte; e (iii) os custos

relacionados ao combustível (tais como abastecimento de gás natural). Os custos incorridos correspondem a, pelo menos, 25,0% de

todos os custos incorridos pelas geradoras.

85

Page 100: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, as concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária de tarifas, em uma base caso a caso,

para garantir o seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevistos, incluindo impostos que alterem significativamente a

sua estrutura de custos.

Nos termos das condições comerciais, a Resolução ANEEL No 547, de 16 de abril de 2013, previa um novo sistema informativo para

os consumidores, com a inclusão de bandeiras (verde, amarelo e vermelho) na fatura dos consumidores que indicam se o fornecedor

de energia espera um aumento ou diminuição no preço da energia para o mês seguinte, de acordo com os preços de energia

estabelecidos pela ANEEL para cada subsistema. A receita adicional obtida pela concessionária devido ao uso desse sistema bandeira

será considerada nos procedimentos de reajuste e de revisão descritos anteriormente.

De acordo com a MP 735, a revisão tarifária de 2016 refletirá a incorporação das perdas de 2015. E então, de 2017 a 2025, será

aplicado um redutor anual de 10% dessas perdas incorporadas, sobre a revisão tarifária de 2015 estabelecida pela ANEEL. A nova

regra permite o uso dos recursos obtidos pelo Poder Executivo com relação à oferta das concessões (bônus de outorga) para cobrir as

despesas de combustível incorridas, até abril de 2016, pelas empresas de serviços públicos localizadas no Sistema Isolado, as quais

não tinham acesso aos recursos da CDE devido ao não-cumprimento das metas de eficiência.

Para as concessões que não foram renovadas, as regras da Portaria MME nº 388, datada de 26 de julho de 2016, serão aplicáveis até

que a concessão seja novamente oferecida e um novo controlador se comprometa com os serviços de acordo com um novo contrato de

concessão que irá definir as políticas tarifárias. Em termos gerais, a Portaria No 388/2016 estabelece o seguinte com relação aos custos

divididos entre a Parcela A e a Parcela B:

A Parcela A inclui:

(i) Encargos setoriais de energia;

(ii) Energia comprada;

(iii) Encargos de conexão e uso para os sistemas de transmissão e distribuição; e

(iv) Receitas não recuperáveis.

Os custos da Parcela B, como de costume, são determinados pela subtração de todos os custos da Parcela A das receitas da companhia

de distribuição.

Finalmente, a ANEEL lançou recentemente uma Audiência Pública para discutir com a indústria as mudanças necessárias na

metodologia de cálculo das tarifas de distribuição aplicáveis às concessões renovadas. Além disso, o regulamento proposto poderia,

eventualmente, ser estendido para os contratos de concessão não renovados mediante a adesão expressa. A ideia é que a Aneel calcule

anualmente as receitas que cada concessão exigirá para cobrir os seus custos e retorno dos investimentos. Não podemos prever em que

termos o novo regulamento será aprovado, mas esperamos um tratamento mais favorável para as receitas futuras, uma vez que a

ANEEL está disposta a reduzir os efeitos dos custos não-gerenciáveis e da flutuação do mercado sobre as tarifas das companhias de

distribuição.

A ANEEL promulgou, em 13 de setembro de 2016, uma Resolução para estabelecer as condições que garantem a continuidade dos

serviços prestados pelas empresas de serviços públicos localizadas nas regiões Norte e Nordeste do Brasil, no contexto da extinção

dessas concessões. Os serviços serão temporariamente prestados pelas Empresas de Distribuição da Eletrobras e as condições

estabelecidas incluem a normalização da transferência de fundos setoriais, reajuste e revisão das tarifas, a fim de garantir a cobertura

tarifária, e o acesso aos empréstimos da Reserva Global de Reversão. Embora a resolução já seja válida, essa está atualmente sob o

procedimento de audiência pública (de 15 de setembro a 15 de outubro), o que pode introduzir algumas alterações no texto original,

de acordo com o critério da ANEEL.

Programas de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

Programa Prioritário de Termelétricas

Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (ou PPT), para fins de diversificar a matriz energética

brasileira e diminuir a sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos às usinas termelétricas nos termos do

PPT incluem: (i) o abastecimento de gás garantido por 20 anos; (ii) a garantia de que os custos relacionados à aquisição da eletricidade

produzida pelas usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até um valor normativo determinado pela ANEEL; e (iii) acesso

garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor de energia.

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Page 101: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Proinfa

Em 2002, o programa Proinfa foi criado pelo Governo Brasileiro para criar certos incentivos ao desenvolvimento de fontes

alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos de biomassa. Tal conforme

acontece com alguns outros programas sociais, estamos envolvidos na administração do programa Proinfa.

De acordo com o programa Proinfa, adquirimos eletricidade gerada por essas fontes alternativas por um período de até 20 anos e a

transferimos para consumidores livres e algumas companhias de distribuição de eletricidade (que são responsáveis por incluir os

custos do programa nas tarifas para todos os consumidores finais, na sua respectiva área de concessão, exceto para os consumidores de

baixa renda). Em sua fase inicial, o programa Proinfa está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW (1.100 MW para

cada uma das três fontes de energia alternativas).

Em sua segunda fase, que deve começar após o limite de 3.300 MW ser atingido, o programa Proinfa deve, em um período de até

20 anos, ter contraído uma capacidade equivalente a 10,0% do consumo interno anual de eletricidade. Após o sucesso dos leilões de

energia promovidos pelo Governo Federal, ainda não foi lançada a segunda fase do Proinfa.

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D

As concessionárias e empresas autorizadas a se dedicarem à distribuição de poder público, as empresas de geração e transmissão são

obrigadas a investir anualmente pelo menos 1,0% da sua receita operacional líquida em pesquisa de energia elétrica e

desenvolvimento. As empresas que apenas geram energia a partir do vento, biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas não estão

sujeitas a essa exigência.

Encargos Regulamentares

Fundo de Reserva Global de Reversão

Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são indenizadas por bens utilizados no âmbito de uma concessão se a

concessão for eventualmente revogada ou não for renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou uma Reserva Global de Reversão

(um Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR) destinada a prover recursos para essa compensação. Em fevereiro de

1999, a ANEEL revisou a imposição de uma taxa, exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob o

regime de serviço público fizessem contribuições mensais ao Fundo RGR, a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos

imobilizados da empresa em serviço, porém que não excedesse 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer ano. Nos últimos

anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada e, nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido utilizado

principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. Com a introdução da MP No 517/2010, o Fundo RGR deve ser

extinto em 2035, e a ANEEL é obrigada a rever a tarifa para que o consumidor receba algum benefício pela extinção do Fundo

RGR. De acordo com a Lei No 12.783, as concessões de distribuição, concessões de transmissão concedidas após 12 de setembro de

2012 e todas as concessões de geração e transmissão renovadas não são obrigadas a pagar encargos RGR a partir de 1o de janeiro de

2013. Após a promulgação da Lei no 12.783, os fundos da Conta CDE são agora os fundos principais da Conta CCC. Os custos de

geração do sistema isolado são parcialmente cobertos pela Conta CCC.

Fundo de Uso Público

O governo brasileiro impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia sobre recursos hídricos, com exceção das Pequenas

Centrais Hidrelétricas, de forma semelhante à taxa cobrada de empresas do setor público com relação ao Fundo RGR. Os Produtores

Independentes de Energia são obrigados a fazer contribuições para o Fundo de Uso de Bem Público (o Fundo de Uso Público ou

Fundo UBP) de acordo com as normas do processo de licitação correspondente para a outorga de concessões. Recebemos pagamentos

do Fundo UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP desde 31 de dezembro de 2002 são pagos

diretamente ao Governo Brasileiro.

Conta de Consumo de Combustível

As companhias de distribuição e empresas de geração que vendem diretamente ao consumidor final devem contribuir para a Conta de

Consumo de Combustível (ou CCC). A CCC foi criada em 1973 para gerar reservas financeiras para cobrir os custos elevados

associados ao aumento do uso de usinas termelétricas, no caso de escassez de chuvas, considerando os custos operacionais marginais

mais elevados das usinas termelétricas com relação a usinas hidrelétricas. Em fevereiro de 1998, o Governo Brasileiro previa a

eliminação gradual da CCC. Os subsídios da CCC foram extintos durante um período de três anos, com início em 2003 para usinas

termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As usinas termelétricas

construídas após esta data não terão direito aos subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Brasileiro estabeleceu que os

subsídios da CCC continuariam sendo pagos às usinas termelétricas localizadas em regiões isoladas por um período de 20 anos, a fim

de promover a geração de energia elétrica nessas regiões.

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Page 102: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Lei No 13.299 de 26 de junho de 2016 alterou a fórmula de cálculo da Conta CCC com relação ao Sistema Isolado, anteriormente

fornecida pela Lei No 12.111, datada de dezembro de 2009. De acordo com a Lei Nº 12.111, o valor do reembolso através da CCC é

equivalente ao custo total da geração, menos a quantidade total de energia utilizada pelo agente, ao preço da energia unitária média

determinado em leilões do sistema Interligado. A lei determinou que as taxas do setor de energia deveriam estar inclusas no cálculo do

custo médio da energia no Mercado Regulamentado. A Lei No 13.299, por sua vez, estabelece a exclusão das taxas relacionadas ao

preço médio de energia a partir de 1o de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020, aumentando o valor a ser reembolsado aos

distribuidores de energia no Sistema Isolado. A cada ano, de janeiro de 2021 a dezembro 2034, 1/15 dos honorários do setor de

energia será adicionado ao preço médio de energia até 2035, quando a totalidade das taxas será devidamente incorporada no preço

novamente.

No entanto, a Lei No 12.783 extinguiu o rateio do benefício da redução dos custos relacionados ao consumo de combustível dentro de

geração de energia elétrica.

Conta de Desenvolvimento Energético

Em 2002, o Governo Brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (ou CDE), a qual é financiada através de pagamentos

anuais efetuados pelas concessionárias pelo uso de ativos públicos, multas e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, às taxas

anuais a serem pagas pelos agentes oferecendo energia elétrica aos consumidores finais, por meio de um encargo a ser acrescido às

tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são ajustadas anualmente. A Conta CDE foi criada para

apoiar: (i) o desenvolvimento da produção de eletricidade em todo o país; (ii) a produção de eletricidade por fontes alternativas de

energia; e (iii) a universalização dos serviços de energia em todo o Brasil. A Conta CDE estará vigente por 25 anos e será

regulamentada pela ANEEL e, a partir de maio de 2017, a Conta CDE será administrada pela CCEE, nos termos da Lei nº 13.360.

A Lei do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição para o Fundo RGR, ao Proinfa, à Conta CDE, à Conta

CCC, ou dos pagamentos devidos em virtude da compra de eletricidade no Mercado Regulamentado ou de Itaipu impede que a parte

inadimplente receba um reajuste tarifário (com exceção de uma revisão extraordinária) ou receba recursos decorrentes do Fundo RGR,

da CDE ou das Contas CCC.

Mecanismo de Realocação de Energia

O Mecanismo de Realocação de Energia oferece proteção financeira contra riscos hidrológicos para hidrogeradores de acordo com as

regras de comercialização de energia em vigor, para mitigar os riscos hidrológicos compartilhados que afetem os geradores e garantam

o uso otimizado dos recursos hidrelétricos do Sistema de Energia Interligada.

O mecanismo garante que todos os geradores que dele participam serão capazes de vender a quantidade de eletricidade que tiverem

contratado para vender de acordo com contratos de longo prazo, conforme determinado pela ANEEL, a qual denominados

“eletricidade garantida”, independentemente da sua real produção de eletricidade, desde que as usinas participantes do mecanismo,

como um todo, tenham gerado eletricidade suficiente. Em outras palavras, o mecanismo realoca eletricidade, transferindo a

eletricidade excedente dos geradores cuja geração tiver sido superior à sua eletricidade garantida, para aqueles cuja geração foi inferior

à energia garantida. O despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS, que considera a demanda de eletricidade em todo o país,

as condições hidrológicas do Sistema de Emergia Interligado e as limitações de transmissão.

O reembolso dos custos de geração da eletricidade realocada é fornecido para compensar os geradores que transferem a eletricidade

para o sistema excedente à sua eletricidade garantida. Os geradores são reembolsados pelos seus custos variáveis operacionais (exceto

combustível) e pelos custos de utilização da água. Os custos totais da eletricidade transferida (de todos os geradores que fornecem

energia elétrica para o mecanismo de transferência de energia) são então combinados e pagos pelos geradores que recebem

eletricidade do mecanismo.

O mecanismo inclui todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do ONS, pequenas centrais hidrelétricas que optam

por participar do mecanismo e usinas de energia térmica com despacho centralizado, incluídas nos Contratos Iniciais e cujos custos de

combustível são subsidiados pela Conta de Consumo de Combustível. Desde 2003, as usinas da Conta de Consumo de Combustível

apenas participaram parcialmente do mecanismo, devido à redução gradual do subsídio.

Taxa de Supervisão dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

A ANEEL também aplica a Taxa de Supervisão dos Serviços de Energia Elétrica (ou TFSEE), a qual é uma taxa de fiscalização dos

agentes de serviço e das concessionárias de energia elétrica de acordo com a Lei No 9.427, de 26 de dezembro de 1996, conforme

alterada pela Lei No 12.111, de 9 de dezembro de 2009, e da Lei No 12.783. A TFSEE é cobrada à taxa de 0,4% do benefício

econômico anual publicado pelo agente ou concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada

das concessionárias de geração e transmissão autorizadas ou no rendimento anual de vendas anunciado pelas concessionárias de

distribuição. Essa taxa é cobrada pela ANEEL em doze prestações mensais.

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Page 103: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH)

Os Estados, o Distrito Federal e municípios, bem como todos os órgãos da administração pública federais diretos recebem uma

compensação financeira da geração de empresas para uso de recursos hídricos e perda de terras produtivas devido à inundação da área

para a construção e geração de energia elétrica. A CFURH se baseia na produção de energia e efetuou o pagamento aos estados e

municípios nos quais a usina ou o reservatório está situado. A ANEEL é responsável pela cobrança e administração dessa taxa. Esse

encargo não é cobrado em pequenas centrais hidrelétricas, já que essas são isentas dessa exigência.

Encargo de Capacidade de Emergência (ECE)

O ECE foi criado conforme previsto no Artigo 1ºda Lei No 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme alterada pela Lei No 12.212, de

20 de janeiro de 2010. Esse é tributado de forma proporcional ao consumo total individual final de todos os consumidores atendidos

pelo Sistema de Energia Interligado e classificado como um encargo tarifário específico. A ANEEL determinou que a sua base seria o

custo da capacidade de geração de contratação ou voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial

(CBEE ou) em um determinado ano.

Racionamento

A Lei do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Brasileiro decretar uma redução obrigatória do consumo

de energia elétrica em uma determinada região, todos os contratos de quantidade de energia no Mercado Regulamentado, registrados

dentro do CCEE nos quais o comprador está localizado, deverão ter os seus volumes ajustados na mesma proporção da redução do

consumo.

Efeitos da Nova Lei de Falências em Nós

Em 9 de fevereiro de 2005, o governo brasileiro promulgou a Lei No 11.101, ou a Nova Lei de Falências. A Nova Lei de Falências,

a qual entrou em vigor em 9 de junho de 2005, regulamenta a recuperação judicial, a recuperação extrajudicial e os processos de

liquidação, e substitui o processo judicial de reestruturação da dívida conhecido como concordata (reestruturação) para recuperação

judicial e recuperação extrajudicial. A Nova Lei de Falências prevê que as suas disposições não se aplicam às empresas estatais e de

capital misto. No entanto, a Constituição Federal brasileira estabelece que as empresas de economia mista, assim como a Eletrobrás,

que operam um negócio comercial, estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável às empresas privadas em matéria de direito civil,

comercial, trabalhista e questões fiscais. Portanto, não está claro se ou não as provisões relacionadas à recuperação judicial e

extrajudicial, e aos processos de liquidação da Nova Lei de Falências seria aplicável a nós.

Recuperação Judicial

A fim de solicitar uma recuperação judicial, o devedor deve cumprir as seguintes exigências: (i) conduzir os seus negócios de forma

regular há mais de dois anos; (ii) não ser falido (ou, caso o devedor tenha ido à falência no passado, então todas as obrigações dele

decorrentes deverão ter sido declaradas extintas por sentença inapelável); (iii) não ter sido recebido uma recuperação judicial ou

recuperação judicial especial nos cinco ou oito anos anteriores ao seu pedido, respectivamente; e (iv) não ter sido condenado por

(ou não ter um sócio controlador ou gerente que tenha sido condenado por) um crime de falência. Todas as demandas existentes na

época do pedido de recuperação judicial estão sujeitas a esse procedimento (incluindo as demandas potenciais), exceto as demandas

das autoridades fiscais, de credores atuando como proprietários fiduciários de propriedades reais ou pessoais, de locadores,

proprietários ou vendedores comprometidos de bens imóveis, inclusive para os desenvolvimentos imobiliários, ou proprietários de

acordo com contratos de venda com reserva de propriedade (parágrafo 3 do Artigo 49 da Nova Lei de Falências). A recuperação

judicial pode ser implementada por meio de uma ou mais das seguintes operações, entre outras (i) concessão de prazos e condições

especiais para pagamento das obrigações do devedor; (ii) cisão, fusão, transformação da Empresa, incorporação de uma subsidiária

integral ou a cessão de quotas ou ações; (iii) transferência de controle societário; (iv) a substituição parcial ou total da gestão do

devedor, bem como a concessão aos seus credores do direito de nomear independentemente membros da administração e o poder de

veto; (v) aumento de capital; (vi) leasing das suas instalações; (vii) redução dos salários, compensação de horas e redução da jornada

de trabalho, por meio de negociação coletiva; (viii) pagamento em espécie ou renovação das dívidas do devedor; (ix) criação de uma

empresa composta por credores; (x) venda parcial de ativos; (xi) equalização de encargos financeiros do devedor; (xii) constituição de

um usufruto sobre a empresa; (xiii) gestão compartilhada da empresa; (xiv) emissão de valores mobiliários; e (xv) a criação de uma

Empresa de propósito especial para fins de recebimento de bens do devedor.

No entanto, nos termos da Lei No 12.767/2012, as concessionárias de energia já não podem iniciar os procedimentos de recuperação

extrajudicial ou judicial até a expiração das suas concessões.

Recuperação Extrajudicial

A Nova Lei de Falências ainda criou o mecanismo de recuperação extrajudicial, por meio do qual um devedor que cumpre as exigências

de recuperação judicial (conforme esboçadas acima) pode propor e negociar com os seus credores um plano de recuperação extrajudicial,

o qual deverá ser enviado ao tribunal para aprovação. Uma vez aprovado, esse plano constituirá um meio de execução válido.

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Page 104: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A recuperação não é aplicável, contudo, a quaisquer reivindicações relacionadas à mão-de-obra ou acidentes relacionados ao local de

trabalho, bem como a quaisquer demandas excluídas da recuperação judicial. Além disso, os pedidos de aprovação do tribunal de um

plano de recuperação extrajudicial não imporão uma moratória sobre os direitos, ações e processos de execução de credores não

sujeitos a esse plano, e esses credores ainda poderão pedir a falência do devedor.

Conforme mencionado acima, as concessionárias de energia não podem mais iniciar processos de recuperação judicial ou

extrajudicial até que as suas concessões expirem.

Liquidação A Nova Lei de Falências mudou a ordem na qual as demandas são classificadas no contexto dos processos de liquidação, com a

seguinte ordem, a qual é definida em ordem de prioridade: (i) ações trabalhistas em geral (limitadas a um valor máximo de 150 vezes

o salário mínimo brasileiro mensal por credor) e ações trabalhistas relacionadas à indenização por acidentes no local de trabalho; (ii)

créditos de credores garantidos (limitados ao valor da garantia); (iii) reivindicações fiscais (exceto multas fiscais); (iv) reivindicações

pessoais com privilégios especiais (conforme definido nos outros estatutos); (v) reivindicações pessoais com privilégios gerais (entre

outros, credores não garantidos que tenham fornecido bens ou prestado serviços para o devedor durante a recuperação judicial e os

credores que estiverem assim definidos nos outros estatutos); (vi) créditos não garantidos (credores não estabelecidos nos itens

anteriores, credores trabalhistas cujas ações ultrapassem o limite mínimo de salários mensais de 150, e credores cujos créditos

excederem o valor das respectivas garantias); (vii) multas contratuais e multas decorrentes da desobediência dos estatutos; e (viii)

dívidas subordinadas (conforme previsto por lei ou em um acordo, e os credores que forem sócios ou gerentes da empresa devedora,

porém não no contexto de uma relação trabalhista). A Nova Lei de Falências estabelece que apenas um credor reivindicando um valor

excedente a 40 vezes o salário mínimo mensal brasileiro pode iniciar um processo de liquidação. No entanto, é permitido para os

credores iniciarem uma ação de classe, a fim de cumprir o valor mínimo mencionado acima. A Nova Lei de falências se estende

também (i) ao período de tempo em que o devedor deve apresentar a sua defesa com relação a um pedido de sua falência de 24 horas a

dez dias, e (ii) ao período de suspensão durante o qual nenhum ativo poderá ser vendido ou liquidado, de 60 a 90 dias (a partir da data

de apresentação do pedido de falência, do pedido de recuperação judicial ou da data do primeiro protesto de uma nota devido à sua

falta de pagamento pela empresa).

Os Efeitos da Lei de Sociedades de Economia Mista em Nós

A Lei 13.303 de 30 de junho de 2016 dispõe sobre o estatuto jurídico da empresa pública, da Empresa de economia mista e de suas

controladas, regulando o Artigo 173 da Constituição da República de 1988 (“Lei das Empresas Estatais”).

O objeto da Lei das Empresas Estatais está vinculado às regras de governança que se tornaram aplicáveis a empresas públicas e

sociedades de economia mista que são agora obrigadas a adotar padrões mais elevados de divulgação de informações técnicas e

financeiras e a observar alguns critérios especificados para a nomeação de seus administradores e executivos.

Entre os novos critérios estabelecidos pela Lei, há dois destaques: o mandatário deverá ter formação acadêmica e experiência prévia

nas áreas relacionadas à atividade da empresa pública em que atuar; é vedado nomear membros de partidos políticos ou membros do

poder legislativo, e terceiros a eles vinculados.

Além disso, a lei fortalece toda a estrutura de governança e controles internos e externos das empresas estatais e empresas controladas

pelo governo, estabelecendo a obrigação de divulgação periódica pública de relatórios técnicos e financeiros, a manutenção de um

comitê estatutário independente de auditoria interna, e o envio obrigatório para auditoria externa por empresas de auditoria

independentes, bem como pelos órgãos de fiscalização da administração pública, como os Tribunais de Contas Federal, Estadual e

Municipal.

Foi ainda definida pela Lei das Empresas Estatais a função social das empresas públicas e das sociedades de economia mista, que

consiste em promover os interesses públicos atinentes a suas atividades, as quais deverão ser orientadas por uma gestão econômica

eficiente e pela gestão racional de recursos que garanta o crescimento econômico sustentável, visando aumentar o acesso pelos

consumidores a bens e serviços fornecidos pela empresa, ao desenvolvimento de tecnologias domésticas a fim de melhorar os

produtos e a prestação dos serviços e promover práticas sociais e ambientais sustentáveis, sempre de forma economicamente

justificada.

Além disso, a Lei de Empresas Estatais estabelece regras sobre licitações públicas para a contratação e execução de contratos por

empresas públicas, com o objetivo de aumentar a transparência e a efetividade dos controles interno e externo relacionados com a

adequabilidade dos processos.

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Page 105: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Embora a norma tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas controladas pelo governo ou estatais

possuem até 24 (vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.

Acerca da Eletrobras, muitas das exigências estabelecidas na Lei das Empresas Estatais relacionadas com a divulgação de relatórios

técnicos e financeiros, bem como à composição de controle interno e de auditoria, são atendidas pela empresa e estarão sujeitas à

revisão pelo Conselho de Administração a fim de reforçar e melhorar nossa composição de governança, a qual já poderia ser vista na

última eleição do Conselho, que cumpriu todos os critérios para nomeação de membros e o percentual de participação de membros

autônomos estabelecido pela norma.

Outros ajustes serão promovidos por nós no prazo estabelecido pela lei para a adequação das empresas públicas às novas exigências.

C. Estrutura Operacional

Em 31 de dezembro de 2016, nossas atividades de geração, transmissão e distribuição eram desenvolvidas no Brasil por meio das

13 (treze) controladas regionais, Itaipu e 178 SPEs e participações minoritárias em 25 empresas:

Itaipu, uma usina em que a Eletrobras e uma entidade governamental paraguaia (ANDE) detêm, cada, uma participação de

50,0%, e que é uma das maiores hidrelétricas do mundo em volume de energia elétrica gerada;

Furnas, que desenvolve atividades de geração e transmissão no sudeste e parte do centro-oeste do Brasil;

Chesf, que desenvolve atividades de geração e transmissão na região Nordeste do Brasil;

Eletronorte, que desenvolve atividades de geração, transmissão e distribuição no norte e parte do centro-oeste do Brasil;

Eletronuclear, que possui e opera duas usinas nucleares, Angra I e Angra II, e está construindo uma terceira, Angra III;

Amazonas D, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Amazonas. A Amazonas Energia opera em uma área

que era atendida, até março de 2008, pela Ceam, que era detida diretamente por nós, mas não mais existe como uma

empresa operacional;

Amazonas GT: que desenvolve atividades de geração e transmissão no Estado do Amazonas;

Eletrosul, que desenvolve atividades de transmissão no Estado de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul

e Paraná;

CEPISA, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Piauí;

CEAL, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Alagoas;

CERON, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Rondônia;

Boa Vista Energia, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Roraima;

CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na região sul do Brasil; e

Eletroacre, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Acre.

Em 14 de fevereiro de 2017, vendemos nossa participação na Celg-D.

Também somos a principal patrocinadora do Cepel, o maior centro de pesquisa tecnológica e desenvolvimento no setor elétrico na

América Latina.

Além disso, também detemos participação majoritária na Eletrobras Eletropar, uma empresa holding que detém participações

minoritárias nas seguintes distribuidoras brasileiras: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de São Paulo S.A - AES

Eletropaulo; (ii) Energias do Brasil S.A. - Energias do Brasil; (iii) Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP;

(iv) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE; e (v) Empresa Piratininga de Força e Luz - CPFL. A Eletropar também

detém participação majoritária na Eletronet S.A.

91

Page 106: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O organograma a seguir mostra nossa estrutura acionária e de nossas controladas de forma resumida na data do presente relatório

anual (também detemos participações minoritárias em 25 empresas de serviços públicos estaduais em todo o Brasil, que não estão

indicadas neste organograma):

Em 2016, não participamos do aumento de capital da Energisa S.A. e da Energisa Mato Grosso-Distribuidora de Energia S.A., o que

significa que nossa participação foi reduzida e atualmente possuímos 2,31% e 22,01%, respectivamente, do capital social dessas

empresas.

Em 30 de novembro de 2016 ocorreu o Leilão de Privatização da CELG-D, pelo qual a CELG-D foi adquirida pela Enel Brasil SA por

um valor total de R$ 2,19 bilhões, com um prêmio de 28% em relação ao preço mínimo aprovado pela nossa 166ª Assembleia Geral

Extraordinária. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de venda da CELG-D e recebemos aproximadamente

R$ 1,07 bilhão da Enel Brasil S.A. pela nossa participação total e, na primeira oferta, aproximadamente R$ 0,5 milhão dos

funcionários da CELG-D, que decidiram exercer o direito de compra de participação da CELG-D. A segunda oferta aos funcionários

ainda está pendente, assim como a liquidação do restante, e no final do processo receberemos R$ 1,14 bilhão.

Em 2016, subscrevemos novas ações da CTEEP e da AES Tietê Energia SA, tendo desembolsado R$ 81,5 milhões e R$ 12,2 milhões,

respectivamente, para não diluir nossa participação em relação à participação total destas empresas, que é de 35,4% e 7,94%,

respectivamente.

Efetuamos contribuições de capital para a SPE Norte Energia, proporcionalmente à nossa participação de 15%, que totalizou

R$ 600 milhões em 2016. Nossas controladas, a Chesf e a Eletronorte, efetuaram contribuições na mesma SPE no montante total de

R$ 1.399,2 milhões referentes às suas participações.

Em 2016, autorizamos a Centrales Hidroeléctricas de CentroAmérica S.A. (CHC) a vender seu total de ações da Centrales

Hidroeléctricas de Nicarágua SA (CHN) por US$ 44,2 milhões. A Empresa detinha uma participação de 50% na empresa e, por meio

de um processo de recompra de ações, nós já tínhamos recebido um valor líquido de US$ 20,5 milhões. A CHC ainda está em

processo de liquidação, por isso ainda aparece em nossa estrutura corporativa.

92

Page 107: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Ainda temos participação em 175 SPEs no Brasil, das quais 137 são empresas de geração e 41 são empresas de transmissão, a maioria

com participação de até 49% do capital social e outras três parcerias com SPEs estrangeiras, bem como participações minoritárias em

25 empresas de eletricidade.

D. Propriedade, Usinas e Equipamentos

Nosso ativos imobilizados consiste em usinas de geração hidrelétrica e redes de transmissão situadas em todo o Brasil. O valor

contábil de nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2016, 31 de dezembro de 2015 e 31 de dezembro de 2014 foi de

R$ 26.813 milhões, R$ 29.547 milhões e R$ 31.168 milhões, respectivamente. Como resultado da atual grande capacidade de energia

hidrelétrica ainda disponível no Brasil, acreditamos que a energia hidrelétrica continuará exercendo um papel relevante contribuindo

para o crescimento no consumo de energia elétrica.

E. Conformidade

De acordo com nosso Código de Ética e Conduta, não toleramos corrupção ou quaisquer outras práticas comerciais ilegais de nossos

funcionários, contratados ou fornecedores e, por conseguinte, temos tomado às iniciativas de governança corporativa e conformidade

descritas neste relatório anual.

Para solucionar as deficiências materiais identificadas pela nossa equipe de conformidade, estamos monitorando e aprimorando

constantemente nosso programa de conformidade, de acordo com as práticas recomendadas estabelecidas pelos requisitos da FCPA

e da Lei Anticorrupção Brasileira. Além disso, durante 2015 e 2016, fizemos melhorias substanciais em nosso programa de

conformidade para aumentar seu desempenho e confiabilidade, como a criação do “Programa de Conformidade Eletrobras

5 Dimensões”.

O “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” é um plano corporativo que estamos desenvolvendo e implementando a fim

de cumprir os padrões, leis e regulamentos de governança corporativa, incluindo a Lei norte-americana Sarbanes-Oxley de 2002, ao

FCPA, a Lei Anticorrupção brasileira, a Lei de Empresas Controladas Pelo Governo (Lei No 13.303/2016), as normas e diretrizes

emitidas pela SEC, pela CVM, pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e pelo OCDE, entre outros. Um resumo

das nossas fraquezas substanciais e do programa de correção está discutido no Item 15 deste relatório anual.

O “Programa Eletrobras 5 Dimensões” também é baseado nas diretrizes propostas pelo COSO (Comitê de Organizações

Patrocinadoras da Comissão Treadway) e pelo Ministério da Transparência Fiscalização e Controle (CGU) para a implementação do

programa de conformidade em empresas estatais.

A estrutura do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” baseia-se em cinco elementos que constituem a base para o

desenvolvimento de uma cultura de integridade dentro da empresa, conforme demonstrado na seguinte imagem:

93

Page 108: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Cada elemento do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” tem um conjunto de atividades com características

diferentes, incluindo:

1. Desenvolvimento do Ambiente de Gestão para o Programa de Conformidade - O comprometimento da alta administração e gestores

em promover uma cultura de conformidade com as leis anticorrupção - começando no topo e fornecendo treinamento regular para

nossos funcionários e fornecedores. Além de realizar uma Investigação Interna conforme descrito abaixo, substituímos todo o nosso

Conselho de Administração, contratamos um novo Diretor Presidente, criamos e ocupamos um cargo de Diretor Executivo para um

Diretor de Conformidade e Gestão de Riscos, e trabalhamos com nosso Departamento de Conformidade independente para ajudar a

coordenar as atividades de conformidade com nossas controladas. O Diretor de Conformidade e Gestão de Riscos supervisiona a

implementação do programa 5 Dimensões e mantém contato semanalmente com os gestores de conformidade de cada subsidiária.

2. Análise Periódica da Matriz de Riscos - Identificamos e avaliamos o risco de certos eventos, especialmente o risco de fraude e

corrupção em nossas operações, de forma que as ações do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” permaneçam focadas

nos itens mais relevantes para nós. Para atingir esse objetivo, monitoramos constantemente nosso programa de conformidade para

identificar pontos de melhoria e fornecemos uma linha direta anônima para que funcionários e prestadores de serviços relatem

qualquer atividade ilegal ou suspeita sem o medo de retaliação.

3. Estrutura e implementação de políticas e procedimentos de nosso programa de conformidade - Estamos revisando e implementando

certas políticas e procedimentos para sanar deficiências materiais relacionadas aos controles de conformidade e cumprir com a nova

legislação e requisitos dos reguladores, tais como: estabelecimento de um código de ética, regras de contratação e doações, regras de

nomeação de conselheiros e diretores, manual de SPE para orientar a decisão do conselho de administração, entre outros. Além disso,

estamos atualmente revisando o processo de recebimento, tratamento e atendimento de reclamações, com o objetivo de melhorar a

eficácia do nosso programa de denunciantes, além de contratar um canal especializado de terceiros e estabelecer políticas para as

consequências. No que diz respeito ao relacionamento com terceiros, implementamos provisão contratual e atualmente estamos

estruturando e implementando formulários, declarações e outros procedimentos de diligência devida para grandes grupos

terceirizados.

4. Comunicação e Treinamento Eficazes - Em 2016, realizamos treinamentos que abordaram tendências, perspectivas e desafios de

conformidade, delinearam as disposições relevantes das leis antissuborno aplicáveis e seus efeitos sobre nós, conforme descrito no

“Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões”. O treinamento foi dirigido principalmente aos profissionais que têm maior

exposição a riscos de corrupção, como indivíduos de nossas atividades de compras, joint-venture e doações. Também criamos um

e-learning sobre ética e conformidade para todos os nossos funcionários, que foi visto por 17.563 profissionais (ou 74% da nossa força

de trabalho) e recebeu avaliações positivas de 86% desses participantes.

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Page 109: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

5. Monitoramento do programa, aplicação de medidas corretivas e penalidades - Estamos implementando os procedimentos

recomendados da equipe que conduziu a Investigação Independente, além de tomar medidas relacionadas com os resultados da

Investigação Independente (contrato com fornecedores e suspensão e/ou rescisão de funcionários). Também criamos o nosso próprio

canal de denúncias que garante o anonimato e confidencialidade dos denunciantes e de outras comunicações internos. O canal é gerido

pela Ouvidoria e as queixas são tratadas por diferentes comissões, dependendo da sua natureza. Os relatórios mensais de queixas de

gestão e como são tratadas são emitidos e submetidos ao Conselho Fiscal (adaptado às funções do Comitê de Auditoria).

Investigação Independente

Como resposta às alegações de atividades ilegais que apareceram na mídia em 2015 relativas a empresas que prestam serviços à nossa

subsidiária Eletronuclear (especificamente, em relação à usina nuclear de Angra III) e a determinadas SPEs nas quais temos

participação minoritária, nosso Conselho de Administração, embora não seja obrigado a fazê-lo, contratou o escritório de advocacia

Hogan Lovells US LLP para realizar a Investigação Independente.

A Investigação Independente foi supervisionada por uma comissão que foi criada, em 31 de julho de 2015, pelo nosso Conselho de

Administração. Esta comissão era composta pela Sra. Ellen Gracie Northfleet, juíza aposentada do Supremo Tribunal Federal, Sr.

Durval José Soledade Santos, ex-diretor da CVM, e pelo Engenheiro Sr. Manoel Jeremias Leite Caldas. O Sr. Manuel Jeremias Leite

Caldas deixou de ser membro da Comissão Independente e o Sr. Júlio Sergio Cardozo, conhecido especialista em contabilidade,

o substituirá.

Em 29 de abril de 2015, a Polícia Federal iniciou a “Operação Radioatividade” como parte da investigação da Lava Jato, que resultou

na prisão do ex-diretor de nossa subsidiária Eletronuclear. Esse ex-diretor foi condenado a 43 anos de prisão pelo juiz da 7ª Vara

Criminal Federal, por corrupção passiva, lavagem de dinheiro, obstrução de justiça, evasão fiscal e participação em organização

criminosa. Em 6 de julho de 2016, a Polícia Federal iniciou a “Operação Pripyat”, na qual a Polícia Federal entregou mandados de

captura emitidos pelo juiz da 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro contra os ex-diretores da Eletronuclear, os diretores que já

haviam sido suspensos pelo nosso Conselho de Administração, bem como outras por outras partes. As acusações formais de

corrupção, lavagem de dinheiro e obstrução de justiça foram instauradas contra esses ex-diretores pelo Ministério Público Federal em

27 de julho de 2016. Em 7 de abril de 2017, a 7ª Vara Federal do estado do Rio de Janeiro revogou a sentença de prisão preventiva

contra estes agentes com base no fato de eles terem desempenhado um papel pequeno em qualquer possível esquema de corrupção.

Estamos está auxiliando a ação nesses processos penais.

A equipe de Investigação Independente concluiu a primeira fase da investigação destinada a identificar possíveis atividades ilegais que

poderiam ter um impacto em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Como parte dessa primeira fase, a Investigação

Independente descobriu sobretaxas relacionadas a ofertas fraudulentas decorrentes de cartéis e subornos que seriam pagos por meio de

contratados e fornecedores desde 2008. Os impactos financeiros desses achados são apresentados neste relatório nos resultados dos

exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 31 de dezembro de 2015.

Nós prosseguimos com a implementação de procedimentos de conformidade após a conclusão da Investigação Independente. Como

parte da continuação da Investigação Independente, estamos monitorando os acordos de delação premiada que são tornados públicos,

bem como outras informações publicadas pela imprensa e quaisquer outros desenvolvimentos na investigação da Lava Jato.

Nós, a Hogan Lovells e a Comissão Independente, estamos acompanhando de perto as investigações oficiais e cooperando com

autoridades brasileiras e dos Estados Unidos, incluindo Justiça Federal; MPF; CVM; CADE, TCU, DoJ e SEC, entre outros, e

respondemos aos pedidos de informações e documentos dessas autoridades. Em janeiro de 2017, assinamos contratos de tolling com a

SEC e DoJ, concordando em estender o estatuto de limitações em relação a eventuais violações.

Revisamos também contratos relevantes e fornecedores identificados que tiveram seus contratos encerrados por participação na Lava

Jato, e iniciamos as medidas administrativas aplicáveis para suspender ou rescindir, quando aplicável, seus contratos de trabalho com

a Eletrobras. Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande conglomerado

brasileiro de construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta

dos políticos a que se referiam esses acordos. Outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à

jurisdição dos tribunais inferiores.

Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas em abril de 2017 no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual

temos participação minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas.

A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a monitorar os acordos de delação premiada tornados

públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa e o desenvolvimento na investigação da Lava Jato. Nossa

administração acredita que as alegações relacionadas ao projeto de Santo Antônio, tornadas públicas até agora, não impactarão

materialmente as nossas demonstrações financeiras consolidadas, uma vez que reconhecemos uma perda por impairment de acordo

com a IAS 36 - Impairment de Ativos em montante suficiente para cobrir os valores alegados.

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Page 110: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Como resultado da Investigação Independente, efetuamos os ajustes necessários às nossas demonstrações financeiras de e para os

exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2015. Para determinar o impacto financeiro a ser reconhecido em nossas

demonstrações financeiras consolidadas, a administração levou em consideração as conclusões alcançadas e resultados identificados

pela Investigação Independente e as conclusões alcançadas e resultados identificados até o presente pela investigação da Lava Jato em

andamento.

Em janeiro de 2017, nosso Conselho de Administração nos autorizou a celebrar um contrato de tolling com as autoridades dos EUA,

estendendo o prazo de prescrição para eventuais violações. A adesão a esses contratos mostra que temos cooperado e agido de boa-fé

com as autoridades dos EUA.

Além disso, tomamos as seguintes medidas:

Buscar indenização por parte de contratados e pessoas físicas que nos causaram danos, seja por corrupção ativa, pagamentos de

vantagens indevidas a executivos de nossas controladas, seja por cobrança de sobretaxa aos trabalhos realizados por nossas

controladas. Estamos também analisando medidas para buscar danos e responsabilizar nossos ex-executivos que foram condenados

sob as operações Radioatividade e Pripyat.

A implementação do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões”, que inclui a elaboração, revisão, implementação e

treinamento de nossos funcionários e fornecedores em nossas políticas e procedimentos, especialmente aqueles relacionados à gestão

de fornecedores, riscos de corrupção e análise de reclamações.

Atualização do nosso Código de Ética e Conduta.

Analisar o cumprimento dos requisitos estatutários das empresas estatais (Lei nº 13303/2016) e implementar procedimentos, como

verificação de antecedentes de todos os nossos potenciais diretores, agentes e membros do Conselho Fiscal, bem como de nossas

controladas e das SPEs em que eles, ou nós, investimos.

Treinamento regular e específico para certos membros-alvo do nosso pessoal que estão mais expostos ao risco de corrupção.

E-learning de ética e integridade para todos os funcionários, incluindo diretores.

Adoção de procedimentos para a contratação de um canal de denúncias independente. Ao implementar o canal independente de

denúncias, unificaremos a gestão e a análise de denúncias para todas as nossas empresas, conforme aprovado pelo nosso Conselho de

Administração.

ITEM 4A. COMENTÁRIOS NÃO RESOLVIDOS DE FUNCIONÁRIOS

Não aplicável

ITEM 5. REVISÃO OPERACIONAL E FINANCEIRA E PERSPECTIVAS

A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluídas em outra

parte deste relatório anual.

Visão Geral

De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no

Brasil. Nossa receita é proveniente principalmente:

da geração de eletricidade através de nossas controladas e sua venda a companhias de distribuição e consumidores livres,

que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 17.755 milhões, ou 29,23%, R$ 17.849 milhões, ou 54,77%,

R$ 17.348 milhões, ou 57,56% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2016, dos R$ 17.711 milhões em

receita, R$ 1.626 milhão veio da operação e manutenção e R$ 16.084 milhões vieram da exploração;

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Page 111: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

da transmissão de eletricidade, que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 33.555 milhões, ou 55,24%,

R$ 5.665 milhões, ou 17,38% e R$ 4.978 milhões, ou 16,52% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2016,

dos R$ 33.555 milhões em receita, R$ 31.952 milhão veio da operação e manutenção e R$ 1.604 milhões vieram da

exploração; Em 2016, R$ 28,6 bilhões de nossa receita de transmissão são atribuíveis aos pagamentos da RBSE, conforme

descrito em “Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão” e

da distribuição de eletricidade a consumidores finais, que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 11.592 milhões,

ou 19,08%, R$ 11.471 milhões, ou 35,20% e R$ 9.391 milhões, ou 31,16% de nossa receita total líquida, respectivamente.

Os principais fatores determinantes de nosso desempenho financeiro são a demanda por eletricidade (que por sua vez é impactada

pelas condições macroeconômicas e eventos externos tais como o racionamento de energia que ocorreu em 2001 e 2002) e o preço da

eletricidade (que é determinado conforme exposto sob “Item 4.B - A Indústria de Energia Elétrica no Brasil”). Apesar de os níveis de

consumo de eletricidade hoje excederem aqueles que existiam antes da crise que ocorreu em 2001 e 2002, tal crise de energia continua

a impactar nosso reconhecimento de receitas e, por consequência, nossos resultados operacionais.

Principais Fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro

Efeitos da Lei 12.783

Em 2012, o Governo Federal promulgou a Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783, que alterou significativamente

o setor elétrico brasileiro. A lei permitiu aos detentores de concessões para operar ativos de geração e transmissão de energia, cujo

término estava previsto para o período entre 2015 e 2017, renovar tais concessões por um período máximo de 30 anos a contar de 1o

de janeiro de 2013, mas sujeitos a níveis tarifários significativamente menores. Conforme opção outorgada pela lei, a Eletrobras e

outras concessionárias poderiam se sujeitar a processos competitivos para renovar suas concessões de geração e transmissão. A Lei no

12.783 afetou, também, as concessões de distribuição, pela redução de tarifas, e afetou a renovação de tais concessões.

Em 2013, houve uma mudança no regime da estruturação da receita no que tange às concessões de geração e transmissão renovadas,

determinando a aplicação separada dos métodos de exploração e de operação e manutenção, nos termos da Lei no 12.783. Por essas

razões, companhias que renovaram suas concessões de geração e transmissão nos termos da Lei no 12.783 receberam, em 2013,

pagamento de tarifas inferiores com relação aos ativos renovados, em comparação aos valores recebidos antes da vigência da Lei no

12.783. Para a renovação de concessões de geração, há um novo modelo de negócios, no qual a tarifa cobre somente um custo padrão

de operação e manutenção acrescido de uma margem de 10%, em comparação às concessões não renovadas, com relação às quais

a concessionária podia vender a energia gerada.

Nos termos da Lei no 12.783, o Governo Federal concordou em indenizar a Eletrobras e outras concessionárias de energia elétrica pela

parte do valor dos investimentos não amortizados realizados durante o prazo de concessão. Algumas indenizações já foram acordadas

e pagas, enquanto outras foram estimadas para fins da elaboração das demonstrações financeiras, com base em informações

disponíveis para a Eletrobras, ver nota 2.1 (Concessões de Energia Elétrica de Serviço Público) às nossas demonstrações financeiras

consolidadas.

Os acionistas da Eletrobras aprovaram a renovação das concessões de geração e transmissão nos termos da nova lei apesar da perda

não recorrente de R$ 10,09 bilhões em nossos ativos em 31 de dezembro de 2012 e do impacto negativo significativo esperado nas

receitas derivadas de tais concessões nos exercícios subsequentes.

Em relação a concessões de distribuição, em 2015, o Governo Federal promulgou o Decreto no 8.461, que regula os critérios para a

renovação de concessões de distribuição de acordo com a Lei no 12.783. A renovação das concessões de distribuição nos termos do

Decreto nº 8.461 exige que os concessionários atendam a determinados critérios de (i) qualidade dos serviços de distribuição prestados

e (ii) cumprimento de determinados índices financeiros. A Medida Provisória nº 735/2016 estabeleceu a possibilidade de transferir

nossa participação societária nas empresas de distribuição, em que nossas controladas não possuem uma extensão aprovada de suas

concessões, ou que o Governo Federal poderia licitar para as controladas que converteram a Medida Provisória que continua a permitir

essas transferências.

Fator de Rateio de Geração

Ao longo do ano de 2015, os efeitos financeiros do GSF nas empresas de geração que fazem parte do Mecanismo de Realocação de

Energia, ou MRE, foram discutidos.

Houve um amplo debate do setor sobre os efeitos e soluções para o GSF, de um ponto de vista administrativo, regulatório, jurídico e

de negócios. A Lei nº 13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015, e a Resolução ANEEL nº 684/2015, de 11 de dezembro de 2015, que

estabeleceu os critérios para aprovação e as condições para renegociação do risco hidrológico, foram promulgadas como resultado da

Medida Provisória nº 688/2015 (que sofreu 78 alterações) e a Audiência Pública ANEEL nº 32/2015.

97

Page 112: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Notamos que, antes da aprovação da Lei nº 13.203/2015, todo risco hidrológico existente era totalmente suportado pelos agentes de

geração hidráulica que eram parte do MRE. Da mesma forma, quando o GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração

hidráulica total para as usinas de energia do MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os

geradores hidráulicos, de acordo com as proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador

hidráulico, poderia ser necessário adquirir a energia adicional no mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei nº 13.203/2015,

os geradores podem compartilhar o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.

Da mesma forma, quando o GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração hidráulica total para as usinas de energia do

MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os geradores hidráulicos, de acordo com as

proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador hidráulico, poderia ser necessário

adquirir a energia adicional no mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei nº 13.203/2015, os geradores podem compartilhar

o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.

Nós atuamos nos debates do GSF, especialmente nas discussões relativas ao GSF de Itaipu (tratado pelo Decreto nº 8.401/2015),

durante audiência pública promovida pela ANEEL, nas discussões com a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia

Elétrica, ou ABRAGE, e em várias reuniões com o MME, e ABRAGE. Além disso, também contribuímos dando início aos

procedimentos com o objetivo de estabelecer um limite ao GSF e remover os efeitos dos inadimplementos na Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica, ou CCEE.

A avaliação de produtos disponíveis no contexto de renegociação do risco hidrológico, tais como aqueles listados na Resolução

nº 684/2015, levou em consideração o seguinte: perfil de marketing da usina para o ambiente de contratação regulada (ACR) e o

ambiente de contratação livre (ACL), estratégia de cobertura de riscos, previsões de encerramento do contrato, simulações de energia,

estudos de Viabilidade Financeira e Econômica (VPL por tipo de produto), análise do impacto contábil, duração dos Contratos de

Concessão, custo do prêmio de risco, análise legal, riscos adicionais relacionados à Contratação de Reservas de Energia, projeções

para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e alocação de energia secundária, entre outros.

Investimento na CELG-D e em Empresas de Distribuição

Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Adquirimos essa

participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de

compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de nossas ações da CELG-D.

Consolidamos as demonstrações financeiras da CELG-D a partir de 1º de outubro de 2014, 2015 e 2016, mas, em dezembro de 2015

e 2016, contabilizamos a CELG-D como ativos mantidos para venda em nosso balanço patrimonial consolidado e, consequentemente,

limitamos os efeitos a longo prazo da depreciação e amortização desses ativos a partir de 31 de dezembro de 2015.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as

concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, até 31 de

dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Os acionistas também aprovaram que estas

empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017 se todos os fundos necessários

para que essas empresas mantenham suas operações em andamento, realizem a manutenção e façam novos investimentos forem

alocados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Os acionistas também aprovaram o retorno, a qualquer momento, das

concessões de distribuição ao controle do Governo, se o controle não tiver sido transferido em 31 de dezembro de 2017, ou se o

Governo Federal, a qualquer momento, deixar de alocar recursos para essas companhias ou se a tarifa não representar uma

contrapartida adequada. Se a Eletrobras devolver essas concessões, estarão sujeitas a novas licitações no futuro. Quando

determinarmos as condições para essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações

descontinuadas, com base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.

Pagamento RBSE de transmissão

Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia confirmou, na Portaria MME nº 120, a base para o pagamento de uma

compensação de R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016 com relação a reembolsos relacionados aos nossos ativos de transmissão

existentes em 2000. Contabilizamos R$ 3,0 bilhões para esse pagamento como ativos de curto prazo e R$ 33,6 bilhões como ativos de

longo prazo.

Certas associações de consumidores de energia questionaram legalmente esses aumentos, alegando que esses encargos seriam impróprios,

especialmente no que se refere à compensação pelo custo do capital, e que essas diferenças deveriam ser pagas com recursos públicos e

não repassadas aos consumidores. Em 10 de abril de 2017, foi concedida uma injunção parcial a favor dessas associações, a fim de excluir

a tarifa que as associações tiveram de pagar em relação à compensação prevista pela Portaria MME nº 120/2016. No entanto, com base

em parecer jurídico de advogado externo, entendemos que as decisões tomadas até o presente não interferem com o direito de receber os

ativos da RBSE, conforme estabelecido pela Lei nº 12.783/2013 e pela Portaria MME nº 120/2016, que garante o direito de receber os

valores relativos à RBSE, mesmo que seja por meio de pagamento direto pelo Governo Federal do Brasil. Para mais informações, ver

Nota 47.8 às nossas demonstrações financeiras consolidadas e item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relativos à

nossa Empresa - O valor de quaisquer pagamentos a serem recebidos após a renovação de nossas concessões, que viriam a expirar entre

2015 e 2017, pode não ser suficiente para cobrir nossos investimentos nessas concessões”.

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Page 113: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Condições Macroeconômicas Brasileiras

Produto Interno Bruto (PIB) Brasileiro

O Brasil registrou uma redução de 3,6% em seu PIB em 31 de dezembro de 2016; uma redução de 3,85% no exercício encerrado em

31 de dezembro de 2015; um aumento de 0,1% no exercício encerrado em 2014, conforme reportado pelo Banco Central do Brasil

utilizando dados fornecidos pelo IBGE.

O decréscimo deve-se ao fraco desempenho, segundo a perspectiva da oferta, na agricultura (6,6%), nos serviços (2,7%) e na indústria

(3,8%). Destes três setores, apenas o setor agropecuário avançou no quarto trimestre, com um aumento de 1%; indústria e serviços

diminuíram 0,7% e 0,8%, respectivamente. Em termos de demanda, o consumo doméstico de domicílios caiu 4,2% em relação ao ano

de 2015, em grande parte o movimento foi influenciado pelo aumento do crédito e pela diminuição da renda.

Taxa SELIC

Em 18 de abril de 2013, o Banco Central iniciou um ciclo de aperto monetário de acordo com o qual elevou sucessivamente a taxa

SELIC, que é a taxa de juros para os títulos emitidos pelo governo brasileiro, de 7,25%, em 11 de outubro de 2012, para 14,25% em

31 de agosto de 2016. Em 31 de dezembro de 2016, a taxa SELIC era de 13,75%.

Inflação

O Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) subiu para 10,5% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015 em comparação

com 3,7% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014. De 1º janeiro de 2016 a 31 de dezembro de 2016, o índice de inflação

IGP-M aumentou para 7,19%.

O índice de inflação IPCA subiu para 10,6% no exercício encerrado em dezembro de 2015 em comparação com 6,4% no exercício

encerrado em 31 de dezembro de 2014. A inflação medida por este índice para 2016 foi de 6,29%, sendo, portanto, inferior à de 2015.

No Relatório de Inflação do Quarto Trimestre de março de 2017, o BACEN observa que a desaceleração deste índice em relação ao

ano anterior deveu-se principalmente à valorização do real frente ao dólar.

Taxa de câmbio

O real se valorizou em relação ao dólar norte-americano para R$ 3,26 em 31 de dezembro de 2016, em comparação com R$ 3,90 em

31 de dezembro de 2015. O real era R$ 2,66 contra o dólar norte-americano em 31 de dezembro de 2014. Em 30 de dezembro de

2014, o Banco Central anunciou a prorrogação do seu programa de intervenção cambial, que teve início em 22 de agosto de 2013. De

acordo com este programa, o Banco Central anunciou que ofereceria US$ 0,5 bilhão de derivativos (contratos de swap) até o final de

março de 2015. Em 24 de março de 2015, o Banco Central anunciou que não estenderia o programa. Para obter mais informações

sobre como as taxas de câmbio do real para dólar norte-americanos afetam nossos resultados, consulte “Variações da Taxa de

Câmbio”.

A tabela abaixo apresenta dados relativos ao crescimento do PIB, inflação e taxa de câmbio para o Dólar nos exercícios indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014

Taxa de crescimento do PIB (3,60 )% (3,85 )% 0,15 %

Inflação (IGP-M) 7,19 % 10,54 % 3,67 %

Inflação (IPCA) 6,29 % 10,67 % 6,41 %

Valorização (desvalorização) do real vs. dólar norte-

americano (18,0 )% 47,01 % 13,39 %

Taxa de câmbio no final do período - US$ 1,00 R$ 3,2591 R$ 3,9048 R$ 2,6562

Taxa média de câmbio - US$ 1,00 R$ 3,4851 R$ 3,3387 R$ 2,3547

Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Ipeadata Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.

Mercado de Energia Elétrica

O consumo de energia elétrica no Brasil caiu 1% em 2016. Esta foi uma taxa de redução menor que a diminuição do PIB no período, que

foi de 3,6%. Essa redução foi causada principalmente pela demanda reduzida no segmento industrial, que registrou uma redução de 2,7%,

e no segmento comercial, que registrou uma redução de 2,5%. Dados publicados pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE mostra que

o consumo total de energia no Brazil para 2016 foi de 460.379 GWh, que representa uma redução de 1,0% em relação a 2015.

99

Page 114: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O consumo de energia elétrica por região geográfica é apresentado na tabela abaixo:

Consumo de Energia na Rede (GWh):

Classe de Consumo 2016 2015 Variação

Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %

Norte 9.440,57 14.890,5 5.094,37 4.640,78 34.066,19 33.410,55 2,0 %

Nordeste 26.908,11 23.332,1 14.319,60 15.584,24 80.144,07 79.979,00 0,2 %

Sudeste 64.828,73 86.782,9 47.031,19 31.280,10 229.922,91 234.162,15 (1,8 )%

Sul 20.714,54 30.580,5 14.563,02 15.859,95 81.718,01 81.990,16 (0,3 )%

Centro-oeste 11.001,07 8.667,3 7.176,64 7.683,08 34.528,04 34.859,75 (1,0 )%

Classe de Consumo 2015 2014 Variação

Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %

Norte 9.073,67 14.886,73 4.942,68 4.507,47 33.410,55 32.363,65 3,2 %

Nordeste 26.113,52 24.610,06 14.097,57 15.157,85 79.979,00 80.746,43 1,0 %

Sudeste 64.618,96 89.681,30 48.870,73 30.991,17 234.162,15 242.513,17 3,4 %

Sul 20.352,64 31.079,55 15.158,75 15.399,21 81.990,16 87.420,08 6,2 %

Centro-oeste 10.864,99 8.601,53 7.345,87 8.047,36 34.859,75 34.380,93 1,4 %

Fonte: Comitê Permanente de Análise e Monitoramento do Mercado de Energia Elétrica - Copam/EPE. Dados de 2016 sob análise.

Dados de 2015 analisados pela EPE.

Itaipu

Itaipu, uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo, é detida conjuntamente pelo Brasil e Paraguai e foi criada de acordo com um

tratado entre esses países.

De acordo com o tratado de Itaipu, a Eletrobras deve vender não apenas os 50,0% da energia elétrica produzida por Itaipu que é detida

pelo Brasil através da Eletrobras, como também a parcela de energia elétrica detida pelo Paraguai que não é usada por este

país. Consequentemente, a Eletrobras vende aproximadamente 95,0% da energia elétrica produzida por Itaipu. Os Artigos 7o e 8o da

Lei no 5.899, de 5 de julho de 1973, estabelecem a estrutura por meio da qual as empresas de distribuição calculam o montante total

de energia comprada junto a Itaipu.

Apesar de Itaipu produzir um grande montante de energia elétrica, o tratado de Itaipu exige que as vendas da energia produzida por

Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, ou seja, sem efeitos líquidos sobre nossos resultados das operações.

Para cumprir tal exigência, os lucros provenientes da venda de energia de Itaipu são creditados em períodos subsequentes nas contas

de energia dos consumidores residenciais e rurais através do Sistema Interligado Nacional e as perdas são levadas em consideração

pela ANEEL no cálculo das tarifas de energia elétrica nos períodos subsequentes.

De acordo com a Lei 11.480, de 30 de maio de 2007, fomos capazes de aplicar um fator de reajuste a qualquer contrato financeiro

celebrado entre esta e Itaipu, bem como a quaisquer cessões de crédito entre nós e o Tesouro Nacional anterior a 31 de dezembro de

2007. O propósito deste fator de reajuste era o de compensar o impacto das taxas de inflação nos Estados Unidos aos pagamentos em

dólares norte-americanos. Nesse sentido, o fator de reajuste é calculado com base no índice de preços ao consumidor (consumer price

index - CPI) e em outro índice que acompanha as variações de preço na indústria. A Lei foi revogada e o Decreto nº 6.265, de 22 de

novembro de 2007 foi promulgado, determinando que um fator equivalente ao anterior fator de reajuste seja repassado aos

consumidores anualmente

Para maiores detalhes sobre o tratamento contábil de Itaipu, ver o item IV da nota explicativa 3.10 das demonstrações financeiras da

Eletrobras.

100

Page 115: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Variações na Taxa de Câmbio

As flutuações no valor do real em relação ao dólar americano, particularmente as desvalorizações e/ou depreciações do real, tiveram e

continuam tendo um efeito sobre os resultados da Eletrobras. Particularmente, em conformidade com o tratado de Itaipu, todas as

receitas de Itaipu são determinadas em dólares americanos. Pelo fato de as demonstrações financeiras de Itaipu Binacional serem

preparadas em dólares americanos e convertidas para reais à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período,

qualquer movimentação na taxa de câmbio entre o real e o dólar americano pode ter um impacto importante sobre os resultados da

Eletrobras, particularmente no componente “Ganho monetário e câmbio” da linha “Receitas (despesas) financeiras líquidas”.

Entretanto, tendo em vista que, nos termos do tratado de Itaipu, suas operações não devem resultar em nenhum efeito líquido sobre os

resultados da Eletrobras, qualquer perda ou ganho incorrido em consequência de uma valorização ou desvalorização do dólar

americano em relação ao real será subsequentemente compensado por meio das tarifas cobradas dos consumidores residenciais e

rurais. Nas demonstrações financeiras da Eletrobras, os efeitos decorrentes de Itaipu nas rubricas acima descritas são compensados e

contabilizados na linha “Resultado a Compensar de Itaipu”. Até o momento da compensação, os resultados acumulados de ganhos ou

perdas das operações de Itaipu, líquidas dos ajustes de tarifas, são contabilizados no balanço patrimonial da Eletrobras como um ativo

circulante, na linha “Direitos de ressarcimento”.

Tarifas de Distribuição Regulamentadas

Para 2016, 18,39% de nossas receitas líquidas operacionais (antes das eliminações) originaram-se da distribuição de eletricidade. Em

geral, as companhias distribuidoras apresentam perdas, o que provavelmente continuará, uma vez que as tarifas a serem cobradas pelas

companhias distribuidoras são regulamentadas e ajustadas pela ANEEL somente em conformidade com o processo descrito no “Item

4.B Visão Geral de Negócios - A Indústria de Energia Elétrica Brasileira - Tarifas de Distribuição.”

O Governo Federal promulgou o Decreto No 8.461, que regulamenta os critérios para a renovação de concessões de distribuição de

acordo com a Lei No 12.783. A renovação de concessões de distribuição, nos termos do Decreto Nº 8.461, exige que os

concessionários atendam a determinados critérios para: (i) à qualidade dos serviços de distribuição prestados, e (ii) ao cumprimento de

determinados índices financeiros.

Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as

concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de

dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Os acionistas também aprovaram que estas

empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017 se todos os fundos necessários

para que essas empresas mantenham suas operações em andamento, realizem a manutenção e façam novos investimentos forem

alocados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Os acionistas também aprovaram o retorno, a qualquer momento, das

concessões de distribuição ao controle do Governo, se o seu controle não tiver sido transferido em 31 de dezembro de 2017, ou se o

Governo Federal, a qualquer momento, deixar de alocar recursos para essas companhias ou se a tarifa não representar uma

contrapartida adequada. Se a Eletrobras devolver essas concessões, estarão sujeitas a novas licitações no futuro. Quando

determinarmos as condições para essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações

descontinuadas, com base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.

Em 3 de agosto de 2016, o MME emitiu os decretos números 420, 421, 422, 424 e 425 nomeando, respectivamente, as Distribuidoras

Amazonas Energia, Eletroacre, Ceron, Cepisa, Ceal e Boa Vista como temporariamente responsáveis pela distribuição de energia

pública, de modo a garantir a continuidade do serviço, em conformidade com o artigo 9, parágrafo 1, da Lei Nº 12.783 de

11 de janeiro de 2013.

De acordo com esses decretos, as Distribuidoras deverão prestar os serviços indicados, de forma provisória, em contrapartida ao

pagamento de uma remuneração adequada, até a transferência efetiva do controle das Distribuidoras, ou até 31 de dezembro de 2017,

o que ocorrer primeiro, em conformidade com os termos dispostos no Decreto MME 338 de 26 de julho de 2016 e artigo 9 da

Lei No 12.783/2013.

Receitas de Transmissão Fixas

Similarmente à geração de energia, uma grande parte das concessões de transmissão de energia elétrica foram renovadas nos termos

da Lei Nº 12.783 e começaram a ser remuneradas através de tarifas de Manutenção e Operações.

As Linhas de Transmissão, cujas concessões ainda não foram renovadas, em conformidade com a Lei Nº 12.783, possuem uma

remuneração anual fixa, denominada Receita Anual Permitida - RAP. Essa remuneração é distribuída através de um leilão promovido

pela Agência Regulatória, em que o vencedor será aquele que oferecer a menor RAP.

Em virtude das características do parque de geração brasileiro, predominantemente hidro e a dimensão territorial do Brasil, o custo de

transmissão é compartilhado por todos os usuários. O pagamento do uso do sistema de transmissão é feito através da Tarifa de Uso do

Sistema de Transmissão (TUST).

101

Page 116: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Políticas Contábeis Críticas

Ao elaborarmos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual, fizemos estimativas e suposições que

consideramos razoáveis com base em nossa experiência histórica e demais fatores. A apresentação de nossa condição financeira e

resultado operacional exige que nossa administração faça estimativas sobre questões inerentemente incertas, tais como o valor contábil

de nosso ativo, ou passivo e, consequentemente, nosso resultado operacional. Nossa apresentação financeira seria afetada

significativamente se utilizássemos estimativas diferentes ou se tivéssemos que alterar nossas estimativas em resposta a eventos

futuros. A fim de esclarecer como nossa administração forma sua opinião acerca de eventos futuros, incluindo os fatores e suposições

subjacentes a essas estimativas, identificamos as seguintes políticas contábeis críticas. Descrevemos abaixo um resumo de nossas

políticas contábeis críticas. Para mais informações, consulte a Nota 3 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.

Ativo e Passivo Fiscal Diferido

As estimativas de receita tributável, a base para a análise da realização de ativos fiscais deferidos líquidos, baseiam-se no plano

estratégico e orçamento anual, ambos revisados periodicamente. Todavia, a receita tributável futura pode ser superior ou inferior às

estimativas feitas pela administração, quando definida a necessidade de reconhecer ou não o valor do ativo fiscal identificado.

Provisão para impairment de ativos de longa duração

Adotamos variáveis e suposições na determinação da recuperação de ativos de longa duração a fim de determinar o valor recuperável

de ativos e o reconhecimento de impairment quando necessário. Nossa administração estabeleceu opiniões com base na experiência

histórica relativamente ao ativo, ao grupo de ativos ou à unidade geradora de caixa que foi aplicada. Essas opiniões podem não se

materializar no futuro. Ademais, a vida útil adotada por nós está em conformidade com as práticas determinadas pela ANEEL,

conforme aplicável a ativos relacionados à concessão de energia elétrica, que podem variar devido à análise periódica da vida útil

econômica dos ativos em vigor. Adicionalmente, a vida útil é limitada ao prazo de concessão somente para as operações com base na

IFRIC 12.

Do mesmo modo, as variáveis e suposições utilizadas por nós e nossas controladas na determinação dos fluxos de caixa descontados

para o reconhecimento do impairment de ativos de longa duração podem variar devido a eventos inerentemente incertos. Esses

eventos incluem: manutenção dos níveis do consumo de energia; taxa de crescimento da atividade econômica no país; disponibilidade

de recursos hídricos; e determinação do valor de reversão ao final do período de concessão. A Lei Nº 12.783/2013, promulgada em 11

de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como a base de identificação para concessões de serviços

públicos. Determinamos que a base de identificação será o VNR, para os ativos de geração e transmissão, e o valor base da Base

Remuneração Regulatória para os ativos de distribuição, conforme seu valor VNR. Essas são as bases utilizadas para determinar a

indenização ao final do período de concessão para geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Para mais informações, consulte

a Nota 3.XI e alterações nas impairments feitas durante o ano na Nota 19 das nossas demonstrações financeiras consolidadas. Outra

variável relevante é a taxa de desconto utilizada para descontar os fluxos de caixa.

Base de determinação de compensação por parte do Governo Federal sobre as concessões

A Lei nº 12.783/2013, promulgada em 11 de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como a base de identificação

para concessões de serviços públicos. Adotamos, para as concessões ainda não renovadas, a suposição de que os ativos são reversíveis

ao final dos contratos de concessão, com o direito de receber compensação do Governo Federal sobre os investimentos ainda não

amortizados, ao menor valor contábil líquido e novo valor de reposição estimado. Após essa suposição, para as concessões já

renovadas, mantivemos os recebíveis do Governo Federal pertinentes à Rede Básica do Sistema Existente - RBSE, os investimentos

feitos após o projeto básico de centrais elétricas e linhas de transmissão (modernização e melhorias), e os ativos de geração

térmica. Esses valores estão sujeitos à aprovação pela ANEEL. Em 2016, a MME promulgou a Instrução nº 120, que regula as

condições de recebimento dos pagamentos referentes aos ativos de transmissão da RBSE e que estabelece que os valores homologados

pela ANEEL referentes a esses ativos deverão ser incorporados na Base de Remuneração Regulatória, acrescida da remuneração pelo

custo do patrimônio líquido de 1º de janeiro de 2013 a julho de 2017, quando o processo tarifário será realizado para incluir tais

pagamentos e, a partir dessa data, a compensação desses ativos será determinada através do WACC, o custo médio ponderado do

capital, definido pela ANEEL, até a data efetiva do pagamento. O WACC é calculado como uma média entre o custo de capital

próprio dos acionistas e de terceiros, que é o custo das dívidas financeiras. Os valores relacionados à RBSE, uma vez atualizados e

pagos, serão adicionados às Receitas Anuais Permitidas (RAPs) dos projetos relevantes que foram renovados em 2012, a partir da

revisão tarifária de 2017, acrescidos de compensação pelo custo do capital próprio mencionado acima. As parcelas de compensação e

depreciação serão definidas de acordo com as metodologias da Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias

Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Ativos Regulatórios será depreciada considerando a vida útil residual dos ativos, e

será atualizada com base no índice IPCA. A partir do processo tarifário de 2017, a compensação por meio da aplicação do WACC será

aplicável por um período de oito anos. Para mais informações pertinentes aos efeitos da Lei nº 12.783, consulte a Nota 2.1 das nossas

demonstrações financeiras.

102

Page 117: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Definimos o novo valor de reposição (NRV) como uma forma de mensurarmos o valor a ser indenizado pelo Governo Federal para a

quota de ativos de geração e transmissão não totalmente depreciados ao final da concessão. Para os ativos de transmissão, isto foi

definido pela Base Remuneração Regulatória - RAB.

Vida útil de ativos imobilizados

Adotamos os critérios definidos na Resolução ANEEL 367 de 2 de junho de 2009, para a determinação da vida útil estimada de ativos

imobilizados, limitada ao prazo de concessão para as operações que estão baseadas na IFRIC 12, de acordo com o entendimento de

que representam adequadamente a referida vida útil.

Provisão para desmobilização de ativo

Reconhecemos provisões para desmobilização de passivos para os ativos relacionados a nossas usinas termonucleares. A fim de

calcular o valor da provisão, são feitas suposições e estimativas relativamente a taxas de descontos, o custo de desativação esperado e

a remoção de toda a usina da localidade e o período previsto dos referidos custos. A estimativa de custos baseia-se nas exigências

legais e ambientais para a desativação e remoção de toda a usina, bem como nos preços de bens e serviços a serem utilizados ao final

da vida útil.

Passivos atuariais

Passivos atuariais são determinados pelos cálculos atuariais elaborados por atuários independentes com base na expectativa de vida do

participante, idade média de aposentadoria e inflação. Todavia, as experiências efetivas podem ser diferentes dessas suposições

atuariais.

Provisão para questões trabalhistas, fiscais e civis

As provisões para questões trabalhistas, fiscais e civis tem como base na avaliação da administração e consultores jurídicos internos e

externos. Os valores provisionados reconhecidos com base no valor estimado dos para liquidar obrigações. Obrigações contingentes

não resultam em reconhecimento de provisões e a possível perda estimada são divulgadas nas demonstrações financeiras

consolidadas. Essa avaliação é corroborada pela opinião da administração em conjunto como seu consultor jurídico, considerando a

jurisprudência, decisões dos tribunais, o histórico de quaisquer acordos e decisões, a experiência da administração e do consultor

jurídico, bem como outros aspectos relevantes.

Provisão para devedores duvidosos

Reconhecemos a provisão para devedores duvidosos no tocante a contas a receber que a administração acredite serem pouco prováveis

de cobrança integral.

Avaliação de instrumentos financeiros

Utilizamos técnicas de avaliação que incluem informações que não estejam baseadas em dados visíveis de mercado para estimar o

valor justo de certos tipos de instrumentos financeiros. A Nota 43 de nossas demonstrações financeiras consolidadas apresenta

informações sobre suposições-chave utilizadas na determinação do valor justo de instrumentos financeiros, bem como a análise

sensitiva dessas suposições. Acreditamos que as suposições e técnicas de avaliação selecionadas empregadas são adequadas para a

determinação do valor justo dos instrumentos financeiros.

Contratos onerosos

Utilizamos as suposições relacionadas a custos econômicos e benefícios de cada contrato para determinar a existência ou não de um

contrato oneroso. No caso de compromissos de longo prazo, tais como a compra e venda de energia, a estimativa na determinação do

valor da provisão para a venda futura do contrato é a média histórica do PLD (Preço da Liquidação das Diferenças) aprovado por

nossa administração como base para o cálculo da provisão para contratos onerosos, exclusivamente para contabilidade, bem como a

taxa de desconto aplicada aos fluxos de caixa. Os valores reais do PLD, no decorrer dos anos, podem ser superiores ou inferiores às

suposições por nós utilizadas. Ademais, podemos ter contratos onerosos em concessões onde o custo esperado de corrente para

operação e manutenção não é totalmente coberto pelas receitas.

Como exemplo, nós fazíamos parte de diversos contratos para a venda de eletricidade relativamente a concessões que foram

programadas para terminarem nos anos de 2015 a 2017. Com o advento da Lei nº 12.783, muitos desses contratos tornaram-se

“onerosos” para nós, uma vez que se baseavam em níveis tarifários obsoletos. Nos níveis tarifários anteriores, esses contratos eram

considerados como rentáveis, porém, com base nos novos níveis tarifários reduzidos, os contratos resultarão em mais perdas para nós.

103

Page 118: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Descrição de Itens da Linha Principal

Receitas Operacionais

Vendas de Energia Elétrica

Obtemos nossas receitas da geração, transmissão e distribuição de eletricidade, conforme descrito abaixo:

as receitas em nosso segmento de geração originam-se da comercialização e venda para companhias distribuidoras e

consumidores livres da eletricidade que geramos. As receitas de nosso segmento de geração de eletricidade são

reconhecidas com base no resultado apresentado em índices especificados nos termos do contrato ou índices regulatórios

prevalecentes. Para concessões de geração renovadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, houve uma alteração de regime

na estrutura da receita, considerando que o método de exploração e os métodos de operação e manutenção são exigidos

por lei a serem divulgados separadamente a partir de 2013;

as receitas de nosso segmento de transmissão originam-se da construção, operação e manutenção de redes de transmissão

para outras concessionárias de eletricidade, e determinadas receitas decorrem da aplicação da inflação e outros índices ao

valor de nossos investimentos. As receitas recebidas de outras concessionárias que utilizam nossa rede de transmissão

básica são reconhecidas no mês em que os serviços foram prestados para as outras concessionárias. Essas receitas são

fixadas a cada ano pelo Governo Brasileiro. Essas receitas também incluem como receita financeira o valor calculado

sobre as contas a receber registradas como ativos financeiros (anteriormente registradas como “Ativo Imobilizado”), com

base em taxas calculadas do recebimento de receitas anuais permitidas ou RAP (que é baseada no RAP bruto menos o

valor alocado para receita de operações e manutenção) até o término dos contratos de concessão para serviços de

transmissão de energia. Em 2016, esse item de linha incluiu os R$ 28,6 bilhões em pagamentos da RBSE de transmissão

descritos em “Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”. Para

concessões de transmissão renovadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, houve uma alteração de regime na estrutura de

receita, considerando que o método de exploração e os métodos de operação e manutenção são exigidos por lei a serem

divulgados separadamente a partir de 2013; e

as receitas em nosso segmento de distribuição originam-se da venda aos consumidores finais de eletricidade que

adquirimos de companhias de geração e também da eletricidade que gerimos em usinas térmicas em determinadas áreas

isoladas na região norte do Brasil para distribuição, bem como certas receitas da construção, operação e manutenção de

redes de distribuição. As vendas da distribuição de eletricidade aos consumidores finais são reconhecidas quando a

energia elétrica é fornecida. As faturas dessas vendas são apresentadas mensalmente. As receitas não faturadas do ciclo de

faturamento até o final de cada mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e são acumuladas ao final do

mês. As diferenças entre as receitas não faturadas efetivas e estimadas, se houver, são reconhecidas no mês seguinte.

Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu adicionar os contratos de concessão e acordos de licenciamento das

companhias de distribuição de eletricidade Brasileiras, incorporando os saldos de contas a receber da Parcela A e outros

itens financeiros no cálculo de indenização, quando do término da concessão. Este evento exige que o saldo seja

reconhecido para quaisquer diferenças da Parcela A e outros componentes financeiros ainda não recuperados ou

liquidados. A receita total da Parcela A e outros itens financeiros em 31 de dezembro de 2016 equivalem a

R$ 339 milhões. Consulte a nota 37 das nossas demonstrações financeiras consolidadas para mais informações.

Outras Receitas Operacionais

Outras receitas operacionais derivam de empresas de telecomunicações que utilizam partes da nossa infraestrutura para instalar linhas

de telecomunicações e outras receitas que não estão relacionadas com os serviços de eletricidade.

Impostos Sobre Receitas

Impostos sobre receitas consistem no Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (ou IVA), um imposto sobre

vendas que incide sobre receitas brutas. Esses impostos não se aplicam às receitas provenientes dos pagamentos de RBSE de

transmissão descritos em “Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.

Estamos sujeitos a distintas alíquotas de IVA em diferentes estados em que mantemos operações, sendo que as alíquotas de IVA

variam de 7,0% a 27,0%. Em conformidade com os regulamentos aplicáveis, não respondemos por impostos incidentes sobre receitas

em nosso segmento de transmissão.

Adicionalmente, estamos sujeitos a dois impostos federais incidentes sobre receitas brutas pessoa jurídica: o Programa de Integração

Social - PIS/PASEP e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS.

104

Page 119: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Encargos regulatórios sobre receitas

Estas deduções de receitas brutas compreendem pagamentos efetuados à Conta CCC, o Fundo RGR, a Conta CDE, PROINFA e

encargos similares incidentes aos participantes do setor de eletricidade. Os encargos regulatórios são calculados de acordo com as

fórmulas estabelecidas pela ANEEL, que diferem dependendo do tipo de encargos do setor, não havendo, portanto, correlação direta

entre receitas e encargos do setor.

Custos e Despesas Operacionais

Pessoal, Suprimentos e Serviços

Nossos custos e despesas operacionais relativos a pessoal, suprimentos e serviços consistem principalmente em despesas

administrativas diárias com funcionários, equipamentos e infraestrutura, bem como despesas relativas à segurança terceirizada,

manutenção e consultores externos. Devido à natureza diversa destas despesas, aplicamos critérios subjetivos para alocar tais despesas

às nossas atividades operacionais. Estas despesas não incluem custo com matéria prima utilizada para a geração de energia.

Eletricidade Adquirida para Revenda

Nossos segmentos de geração e distribuição adquirem eletricidade para revenda. A eletricidade adquirida no segmento de distribuição

é adquirida de geradoras. A eletricidade adquirida no segmento de geração representa a parte paraguaia da energia de Itaipu que é

vendida para empresas de distribuição, segundo o Tratado de Itaipu e também para outras geradoras ou comercializadores com vistas a

atender a demanda de energia.

Combustível para Produção de Eletricidade

O custo do combustível é um componente importante das nossas despesas operacionais. A maior parte desses custos, segundo o

Regime Isolado, é posteriormente reembolsada da Conta CCC, consoante a Lei 12.111.

Uso da Rede de Energia

Estes custos representam encargos para transmissão de energia sobre as linhas de energia de terceiros.

Pagamentos de Juros e Multas

Estes custos representam os pagamentos de juros em relação ao nosso financiamento com terceiros e também possíveis multas por

atraso de pagamento.

Depreciação e Amortização

Isto representa a depreciação e amortização para o nosso ativo imobilizado e bens intangíveis. Registramos o imobilizado como custos

de construção ou aquisição, conforme aplicáveis, deduzida a depreciação acumulada calculada com base no método de depreciação

linear a taxas que levam em conta a vida útil estimada dos bens. Os custos com reparo e manutenção que se estendem a vida útil dos

bens relacionados são capitalizados, enquanto outros custos usuais são lançados ao nosso resultado das operações. Os juros relativos à

dívida obtida de terceiros, incorrida durante o período de construção são capitalizados. A amortização de ativos intangíveis e

financeiros, incluídos no âmbito da IFRIC 12 é baseada no período de concessão.

Custos Operacionais

Isto reflete os encargos que realizamos em relação a: (i) processos judiciais dos quais somos parte; (ii) despesas por inadimplência e

impairments; (iii) contratos onerosos; e (iv) outras questões.

Doações e Contribuições

Isto reflete despesas de investimentos em nova tecnologia da informação, pesquisa e desenvolvimento, bem como investimentos em

programas culturais e patrocínios.

Outros Custos Operacionais

Nossos outros custos operacionais compreendem uma série de custos diversos que incorremos como parte das nossas operações

diárias. A maior parte dos componentes importantes consiste em: (i) custos de leasing de bens, como unidades de geração para o

Sistema Isolado; (ii) custos de operação e manutenção de nossas instalações que prestam serviços de eletricidade; (iii) custos de

telecomunicações que incluem principalmente os custos incorridos por serviços de telefone e Internet; (iv) custos de seguro, incluindo

seguro para nossas instalações e propriedade; e (v) custos de alienação de ativos, principalmente transformadores.

105

Page 120: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência

O resultado decorrente do patrimônio líquido no resultado de coligadas e joint ventures foi contabilizado pelo método de equivalência

patrimonial.

Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas

Receitas Financeiras

Isto reflete a receita de juros e comissões que recebemos de empréstimos feitos de acordo com as disposições da legislação brasileira

que nos permitiu atuar como credor de determinadas companhias de utilidade pública (consulte o “Item 4.B, Visão Geral da Atividade

Econômica - Atividades de Empréstimo e Financiamento” para uma descrição dos nossos empréstimos existentes para outras

companhias de utilidade brasileiras).

Despesas Financeiras

Estas refletem principalmente os pagamentos de dividendos aos nossos acionistas, bem como despesas de dívidas e

arrendamento. Estas refletem também a variação da taxa de câmbio de dólares norte-americanos frente ao real brasileiro com relação à

Itaipu.

Ganhos (Perdas) Cambiais e Monetários

Os ganhos (perdas) cambiais dizem respeito principalmente ao nosso empréstimo financeiro à Itaipu, considerando que a moeda de

referência do empréstimo é o dólar norte-americano, e representam nossa maior exposição ao risco cambial. A desvalorização do real

frente ao dólar dos EUA aumenta as nossas receitas, à medida que aumenta o valor dos nossos ativos de Itaipu, embora o efeito desta

contribuição seja líquido, conforme discutido acima. A valorização real diminui nossas receitas porque reduz o valor dos nossos ativos

de Itaipu, embora o efeito desta contribuição seja similarmente líquido como uma depreciação do custo da construção de Itaipu.

A. Resultados Operacionais

Apresentação de Informações do Segmento

As informações por segmentos destinam-se a fornecer uma visão sobre a forma como gerenciamos e avaliamos nossos negócios. As

políticas contábeis de cada segmento são as mesmas descritas no resumo de políticas contábeis importantes. Nós continuamos a

segmentar nossas operações principais nos mercados de geração, transmissão e distribuição brasileiros. Os balanços entre segmentos

não foram eliminados.

Para informações sobre receita de clientes externos e receitas entre segmentos, consulte a nota 44 às demonstrações financeiras

consolidadas.

O quadro abaixo demonstra nossas receitas e as despesas operacionais como percentual de receitas operacionais líquidas com

eliminações:

Exercício findo em 31 de dezembro de Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014 2016 2015 2014

(Em milhares de R$)

Receitas

Venda de Eletricidade:

Distribuição 28,4 % 53,4 % 37,0 % 17.223.231 17.396.769 11.144.232

Geração 29,1 % 55,2 % 59,5 % 17.686.440 17.988.931 17.935.103

Transmissão 55,9 % 18,5 % 16,9 % 33.967.317 6.031.625 5.100.632

Outras receitas operacionais 3,5 % 4,5 % 4,4 % 2.110.924 1.471.741 1.332.197

Imposto de Renda (12,6 )% (24,5 )% (14,5 )% (7.643.642 ) (7.986.568 ) (4.369.343 )

Encargos regulatórios sobre

receita (4,3 )% (7,1 )% (3,3 )% (2.595.417 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )

Receita Operacional Líquida 100,0 % 100,0 % 100,0 % 60.748.853 32.588.838 30.137.807

Despesas

Despesas operacionais (75,5 )% (130,48 )% (112,8 )% (45.842.327 ) (42.628.284 ) (33.981.264 )

Receitas (9,8 )% (5,2 )% 2,3 % (5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625

Page 121: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

financeiras/(despesas),

líquidas

Ganhos/(perdas) sobre os

resultados de afiliadas 5,3 % 1,6 % (4,3 )% 3.205.511 531.446 (1.308.304 )

Resultado antes do imposto

de renda e contribuição

social 20,1 % (34,0 )% (14,8 )% 12.182.725 (11.207.024 ) 4.457.135

Imposto de renda (14,0 )% (2,2 )% (5,6 )% (8.510.819 ) (710.112 ) 1.700.518

Participações minoritárias 0,0 % 0,0 % 0,0 % - - - Lucro (prejuízo) líquido 6,0 % (36,26 )% (25,8 )% 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )

106

Page 122: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O quadro abaixo demonstra nossas receitas e as despesas operacionais como percentual de receitas operacionais líquidas sem eliminações:

Exercício findo em 31 de dezembro de Exercício findo em 31 de dezembro de

2016 2015 2014 2016 2015 2014

(Em milhares de R$)

Receitas

Venda de Eletricidade:

Distribuição 27,3 % 50,3 % 35,3 % 17.223.231 17.396.769 11.144.232

Geração 31,7 % 57,3 % 61,3 % 19.951.530 19.824.713 19.333.712

Transmissão 53,9 % 17,4 % 16,2 % 33.967.317 6.031.625 5.100.632

Outras receitas operacionais 3,4 % 4,8 % 4,3 % 2.132.721 1.653.801 1.340.865

Imposto de Renda (12,1 )% (23,1 )% (13,9 )% (7.643.642 ) (7.986.568 ) (4.369.343 )

Encargos regulatórios sobre

receita (4,1 )% (6,7 )% (3,2 )% (2.595.417 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )

Receita Operacional Líquida 100,0 % 100,0 % 100,0 % 63.035.740 34.606.680 31.545.084

Despesas

Despesas operacionais (95,7 )% (144,48 )% (114,5 )% (60.340.732 ) (50.112.665 ) (36.124.531 )

Receitas

financeiras/(despesas),

líquidas (9,3 )% (4,7 )% 2,2 % (5.872.901 ) (1.625.062 ) 706.909

Ganhos (perdas) nos

resultados de afiliadas 33,7 % (17,6 )% (5,0 )% 21.251.801 (6.091.974 ) (1.575.940 )

Resultado antes de imposto

de renda e contribuição

social 28,7 % (67,1 )% (17,3 )% 18.073.907 (23.223.022 ) (5.448.478 )

Imposto de renda (13,5 )% (2,1 )% (5,4 )% (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 )

Lucro líquido 15,2 % (69,2 )% (22,7 )% 9.563.088 (23.933.134 ) (7.148.996 )

Reclassificação

Para melhorar a apresentação de nossos resultados financeiros, reclassificamos os resultados das operações de geração de nossas

controladas Amazonas D e Boa Vista para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, para o segmento de distribuição.

Exercício findo em 31 de dezembro de 2016 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015

Resultados Consolidados

Este capítulo é uma visão geral de nossos resultados operacionais consolidados, líquidos de eliminações entre segmentos, os quais são

abordados em mais detalhes em relação a cada segmento a seguir.

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas de 2016 sofreram um aumento de R$ 28.160 milhões, ou 86,40%, de R$ 32.589 milhões em 2015

para R$ 60.749 milhões em 2016. Este aumento deveu-se principalmente a um aumento de R$ 27.891 milhões em nossas receitas

operacionais de transporte para R$ 33.556 milhões em 2016 de R$ 5.665 milhões em 2015, devido à confirmação do Ministério de

Minas e Energia de uma compensação de R$ 28,6 bilhões em relação aos reembolsos relacionados aos nossos ativos de transmissão

existentes em 2000. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro -

Pagamento de RBSE de Transmissão”.

107

Page 123: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Custos e Despesas Operacionais

Os custos e despesas operacionais para 2016 aumentaram em R$ 3.214 milhões, ou 7,54%, para R$ 45.842 milhões em 2016 de

R$ 42.628 milhões em 2015.

O aumento foi principalmente devido a:

provisões operacionais, que aumentaram em R$ 3.281 milhões, ou 28,32%, para R$ 14.868 milhões em 2016 de R$ 11.587

milhões em 2015, devido a provisões para contratos onerosos em nossos segmentos de distribuição e transmissão, conforme

detalhado a seguir, e provisões para contingências realizadas em nosso segmento de distribuição, conforme descrito a seguir;

folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 868 milhões, ou 9,14%, para R$ 10.363 milhões em 2016, de

R$ 9.495 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação; e

energia elétrica comprada para revenda, que aumentou em R$ 498 milhões, ou 4,62%, para R$ 11.264 milhões em 2016, de

R$ 10.766 milhões em 2015, devido à quantidade de eletricidade que éramos obrigados a comprar de acordo com o programa

Proinfa, cujas tarifas aumentaram 30% em 2016 em relação a 2015.

Isso foi parcialmente compensado por uma diminuição em:

combustível para produção de eletricidade, que diminuiu R$ 490 milhões, passando de R$ 1.250 milhões em 2015 para

R$ 760 milhões em 2015, devido (i) à diminuição da atividade de geração em nossas usinas térmicas devido à melhora das

condições hidrológicas em 2016 e (ii) o Estado do Amapá, para o qual a Eletronorte produziu energia, passando a integrar o

Sistema Interligado de Energia, exigindo menos combustível para compra de eletricidade; e

os resultados da investigação que contabilizamos no valor de R$ 16 milhões em 2015, mas que não tiveram impacto em 2016.

Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas

Receitas financeiras (despesas), líquidas resultaram em despesas de R$ 5.929 milhões em 2016 em comparação a R$ 1.699 milhões

em 2015. O aumento nas despesas foi principalmente devido a:

• ajuste monetário, que aumentou em R$ 4.003 milhões em 2016, passando de R$ 2.403 milhões para R$ 1.600 milhões em 2016,

devido principalmente a ajustes por variação monetária dos empréstimos compulsórios.

Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência

Nosso patrimônio líquido nos resultados de nossos investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial aumentou em

R$ 2.675 milhões de R$ 3.206 milhões em 2016 e R$ 531 milhões em 2015, devido aos resultados positivos da CTEEP, que

apresentou lucro de R$ 1,7 bilhão em 2016 em comparação com o lucro de R$ 118 milhões em 2015 devido à remuneração

contabilizada em 2016, e da ESBR, que apresentou lucro de R$ 524 milhões em 2016 comparado com uma despesa de

R$ 280 milhões em 2015 devido a uma reversão da provisão referente à isenção de responsabilidade, e da CEEE-GT, que apresentou

lucro de R$ 301 milhões em 2016 em comparação com R$ 14 milhões em 2015.

Imposto de renda

A alíquota efetiva para 2016 foi de 51% em comparação com 4,96% em 2015. Os tributos relativos à contribuição social e imposto de

renda tiveram um aumento de R$ 7.801 milhões, para uma despesa de R$ 8.511 milhões em 2016, de uma despesa de R$ 710 milhões

em 2015. O aumento foi principalmente devido ao reconhecimento de impostos deferidos de R$ 9.724 milhões em relação à

compensação no segmento de transmissão, conforme descrito em “Principais Fatores que Afetam o nosso Desempenho Financeiro -

Pagamento de RBSE de Transmissão”.

Lucro (Prejuízo) Líquido

Em decorrência dos fatores discutidos acima, apresentamos um lucro líquido de R$ 3.672 milhões em 2016, comparado a um prejuízo

líquido de R$ 11.917 milhões em 2015.

Resultados do Segmento de Geração

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram em R$ 589 milhões, ou 3,4%, de R$ 17.122 milhões em

2015 para R$ 17.711 milhões em 2016, devido aos fatores descritos abaixo.

108

Page 124: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Vendas de Eletricidade

As vendas de eletricidade tiveram um aumento de R$ 208 milhão, ou 1,4%, para R$ 15.270 milhões em 2016, de R$ 15.062 milhões

em 2015. Esse aumento foi devido ao aumento das tarifas de acordo com a inflação, parcialmente compensado por uma queda no

volume de energia vendida de 158,2 TWh em 2015 para 162,1 TWh em 2016 devido ao cenário econômico adverso no Brasil.

Encargos regulatórios sobre receitas

Os impostos regulatórios sobre seceitas aumentaram em R$ 134 milhões, ou 22,04%, de R$ 608 milhões em 2015 para

R$ 742 milhões em 2016, devido ao aumento nas receitas operacionais. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre

receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram em R$ 578 milhões, ou 2,8%, de R$ 20.469 milhões em 2015

para R$ 21.046 milhões em 2016.

Os principais geradores da redução nos custos e despesas operacionais foram:

provisões operacionais, que diminuíram R$ 509 milhões, ou 6,79%, para R$ 6.979 milhões em 2016 de R$ 7.487 milhões em

2015, devido ao fato de que as impairments foram reduzidas para R$ 3,4 bilhões em 2016 de R$ 5,5 bilhões em 2015, dos quais

R$ 4.962 milhões são relativos à usina de Angra III em 2015 comparados a R$ 2.886 milhões em 2016, refletindo atrasos na

data em que esperamos que a usina fique operacional. Essa redução foi parcialmente compensada pelos encargos com contratos

onerosos que fizemos em relação à usina de Angra III em 2016 no montante de R$ 1,3 bilhão;

combustível para produção de eletricidade, que diminuiu R$ 512 milhões, ou 44,83%, passando de R$ 1.142 milhões em 2015

para R$ 630 milhões em 2016, devido (i) à diminuição da atividade de geração em nossas usinas térmicas devido à melhora das

condições hidrológicas em 2016 e (ii) o Estado do Amapá, para o qual a Eletronorte produziu energia, passando a integrar o

Sistema Interligado de Energia; e

os resultados da investigação que contabilizamos no valor de R$ 16 milhões em 2015, mas que não tiveram impacto em 2016.

Essa redução nos custos e despesas foi parcialmente compensada por:

energia elétrica comprada para revenda, que aumentou em R$ 1.228 milhões, ou 26,62%, para R$ 5.841 milhões em 2016, de

R$ 4.613 milhões em 2015, devido à quantidade de eletricidade que éramos obrigados a comprar de acordo com o programa

Proinfa, cujas tarifas aumentaram 30% em 2016 em relação a 2015.

Imposto de renda

Os tributos relativos à contribuição social e imposto de renda eram um benefício tributário de R$ 698 milhões em 2016, comparado a

uma despesa de R$ 127 milhões em 2015. A variação deveu-se principalmente ao reconhecimento de ativos tributários deferidos em

2016 de uma base negativa de encargos de contribuição social no valor de R$ 680 milhões.

Resultados do Segmento de Transmissão

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram em R$ 27.890 milhões para R$ 33.556 milhões em

2016 para R$ 5.665 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo.

Atualização da taxa interna de retorno

As atualizações da taxa interna de retorno aumentaram em R$ 28.568, para R$ 29.406 milhões em 2016 de R$ 838 milhões em 2015,

devido à confirmação do Ministério de Minas e Energia de uma compensação de R$ 36,6 bilhões em relação aos reembolsos

relacionados aos nossos ativos de transmissão existentes em 2000. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que

Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.

109

Page 125: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Operação e Manutenção

As receitas de operação e manutenção aumentaram em R$ 270 milhões, ou 8,7%, para R$ 3.386 milhões em 2016, de R$ 3.116

milhões em 2015, principalmente em decorrência de: (i) a implantação de novos investimentos, nomeadamente por Furnas e Chesf, e

(iii) a revisão anual das receitas anuais permitidas de acordo com a inflação.

Encargos regulatórios sobre receitas

Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 23 milhões, ou 14,9%, para uma despesa de R$ 185 milhões em 2016, de

uma despesa de R$ 161 milhões em 2015, principalmente devido ao aumento em nossas receitas em 2016. Para a descrição do cálculo

dos tributos incidentes sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos

Regulatórios sobre Receitas.”

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão sofreram um aumento de R$ 97 milhões, ou 1,3%, para

R$ 7.262 milhões em 2015 de R$ 7.359 milhões em 2016.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

encargos operacionais, que aumentaram em R$ 930 milhões, ou 55,3%, para R$ 2.613 milhões em 2016 de R$ 1.683 milhões

em 2015, devido à redução de valor para o contrato nº 61 de R$ 1,9 bilhão pela Chesf em 2016 em comparação com a

impairment de R$ 174 milhões pela Chesf em 2015. Isso foi parcialmente compensado pela reversão de uma redução ao valor

recuperável para o contrato nº 62 no montante de R$ 729 milhões por Furnas em 2016, em comparação com a constituição de

uma provisão para perda de valor de R$ 120 milhões por Furnas em 2015; e

folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 454 milhões, ou 14,9%, para R$ 3.501 milhões em 2016, de

R$ 3.046 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação.

Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:

construção - transmissão, que diminuiu R$ 903 milhões, ou 43,5%, para R$ 1.174 milhões em 2016 de R$ 2.078 milhões em

2015, devido à redução de investimentos no segmento de transmissão devido às condições macroeconômicas adversas no Brasil.

Impostos de renda

Os tributos relativos à contribuição social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 9.417 milhões, para R$ 9.141 milhões em

2016 de um benefício fiscal de R$ 277 milhões em 2015. O aumento foi principalmente devido ao reconhecimento de impostos

deferidos de R$ 9.724 milhões em conexão com o pagamento da RBSE acima mencionado.

Resultados do Segmento de Distribuição

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram em R$ 121 milhões, ou 1,1%, de R$ 11.471 milhões em

2015 para R$ 11.592 milhões em 2016, principalmente devido ao aumento das tarifas por causa da inflação.

Impostos Sobre Receitas

Os impostos sobre receitas aumentaram em R$ 25 milhões, ou 0,5%, para R$ 5.414 milhões em 2016 de R$ 5.389 milhões em 2015,

principalmente como resultado do aumento das receitas. Para uma descrição do cálculo de impostos sobre receitas, ver “ - Descrição

de Itens de Linha Principais - Receitas Operacionais - Impostos sobre Receitas.”

Encargos regulatórios sobre receitas

Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 120 milhões, ou 7,7%, para R$ 1.663 milhões em 2016, de R$ 1.543 milhões

em 2015, principalmente devido ao aumento nas receitas de nossas controladas de distribuição. Para a descrição do cálculo dos

encargos regulatórios sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos

Regulatórios sobre Receitas.”

110

Page 126: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição tiveram um aumento de R$ 1.968 milhões, ou 14,5%, para

R$ 15.572 milhões em 2016 de R$ 13.604 milhões em 2015.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

• folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 114 milhões, ou 4,7%, para R$ 2.548 milhões em 2016, de

R$ 2.434 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação; e

os encargos operacionais aumentaram R$ 2.062 milhões, passando de R$ 617 milhões em 2015 para R$ 2.679 milhões em 2016,

devido (i) a contratos onerosos na Amazonas-D de R$ 813 milhões; (ii) encargos de ações judiciais de R$ 531 milhões devidos

aos produtores independentes de energia da Amazonas-D; e (iii) encargos feitos por nós em relação aos custos de captação

incorridos por nós devido a prováveis atrasos no recebimento de reembolsos na Conta CCC.

Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:

energia elétrica comprada para revenda, que diminuiu R$ 197 milhões, ou 2,6%, para R$ 7.263 milhões em 2016, de

R$ 7.461 milhões em 2015, principalmente devido ao fato de a CELG-D ter comprado R$ 540 milhões a menos para revenda

em 2016, como resultado do cenário econômico adverso no Brasil e do fato de que vários consumidores compraram energia no

mercado livre. Isso foi parcialmente compensado pelo fato de a CERON ter adquirido R$ 268 milhões a mais de energia para

revenda, pois gerou menos energia devido a condições hidrológicas adversas.

Resultados do Segmento de Administração

Receitas Operacionais Líquidas

A receita operacional líquida do segmento de administração diminuiu R$ 171 milhões, ou 49,0%, para R$ 177 milhões em 2016 de

R$ 348 milhões em 2015, principalmente devido ao fato de adquirimos as SPEs Norte Brasil Transmissora e Construtora Integração

por R$ 171 milhões.

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de administração aumentaram em R$ 7.586 milhões ou 86,42%, para

R$ 16.364 milhões em 2016 de R$ 8.778 milhões em 2015.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

• as despesas operacionais aumentaram R$ 7.561 milhões, passando de R$ 7.192 milhões em 2015 para R$ 14.753 milhões em 2016,

em razão de: passivos descobertos que aumentaram em: (a) Amazonas-D em R$ 2.624 milhões, de R$ 2.344 milhões em 2015 para

R$ 4.968 milhões em 2016; (b) Eletronuclear em R$ 3.750 milhões, de R$ 322 milhões para R$ 4.072 milhões em 2016; e

• folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 331 milhões, ou 43,2%, para R$ 1.096 milhões em 2016, de

R$ 766 milhões em 2015, devido aos custos da Investigação Independente no valor de R$ 291 milhões.

Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência

Nosso patrimônio líquido nos resultados dos investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial para o segmento de

administração aumentou R$ 26.827 milhões, para R$ 20.735 milhões em 2016 de uma despesa de R$ 6.092 milhões em 2015,

principalmente devido aos resultados positivos de nossascoligadas, que foram em grande parte rentáveis devido ao pagamento da

RBSE mencionado acima: (a) Furnas obteve um lucro de R$ 9 bilhões em 2016 comparado a uma perda de R$ 70 milhões em 2015;

(b) Chesf obteve um lucro de R$ 4 bilhões em 2016 comparado a uma perda de 70 milhões em 2015; (c) Eletronorte obteve um lucro

de R$ 3,5 bilhões em 2016 comparado a um lucro de R$ 101,6 milhões em 2015; (d) Eletrosul obteve um lucro de R$ 1,1 bilhão em

2016 comparado a uma perda de R$ 912 milhões em 2015; e (e) a CTEEP obteve um lucro de R$ 1,7 bilhão em comparação com um

lucro de R$ 114 milhões em 2015.

111

Page 127: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Resultados Financeiros

Os resultados financeiros para o segmento de administração diminuíram R$ 4.938 milhões para uma despesa de R$ 979 milhões em

2016 de um lucro de R$ 3.959 milhões em 2015, substancialmente devido:

variações cambiais, líquidas, que diminuíram R$ 1.795 milhões, para uma despesa de R$ 500 milhões em 2016 de um lucro de

R$ 1.295 milhões em 2015, devido à desvalorização de 18% do real frente ao dólar em 2016 em relação a 2015, e a variação do

ativo financeiro Itaipu que resulta em uma redução de R$ 1.500 milhões nessa variação cambial; e

resultados da variação monetária, que diminuiu em R$ 3.272 milhões, para uma despesa de R$ 1.983 milhões em 2016 de um

resultado de R$ 1.289 milhões em 2015, devido aos ajustes para variações monetárias dos empréstimos compulsórios, conforme

descrito em “- Fatores de Risco - Riscos Relativos à nossa Empresa - Podemos incorrer em perdas em processos judiciais

relativos a empréstimos compulsórios feitos de 1962 até 1993.”

Imposto de renda

A tributação sobre a renda e contribuição social para o segmento de administração diminuiu R$ 803 milhões, para R$ 68 milhões em

2016 de uma despesa de R$ 871 milhões em 2015. Em 2016, revertemos o passivo de créditos tributários deferidos devido à

depreciação de 18% do real frente ao dólar dos EUA em 2016 em relação a 2015.

Exercício findo em 31 de dezembro de 2015 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014

Resultados Consolidados

Este capítulo é uma visão geral de nossos resultados operacionais consolidados, líquidos de eliminações entre segmentos, os quais são

abordados em mais detalhes em relação a cada segmento a seguir.

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas de 2015 sofreram um aumento de R$ 2.451 milhões, ou 8,13%, de R$ 30.138 milhões em 2014 para

R$ 32.589 milhões em 2015. Esse aumento foi devido a:

• um aumento de R$ 2.080 milhões, ou 22,15%, em nossas receitas operacionais de distribuição para R$ 11.471 milhões em 2015

de R$ 9.391 milhões em 2014, principalmente devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos resultados para

2015, que em 2014 foram apenas consolidados com os nossos resultados para o período final de três meses de 2014; e

um aumento de R$ 687 milhões, ou 13,80%, em nossas receitas operacionais de transmissão para R$ 5.665 milhões em 2015 de

R$ 4.978 milhões em 2014, devido a (i) um aumento de 22,5% nas receitas de manutenção e operação e (ii) um aumento de

17,3% nas tarifas e receitas anuais permitidas. Esses aumentos são o resultado de uma revisão tarifária anual, que foi

positivamente influenciada por (a) um aumento na inflação de 10,67%, conforme medida pelo IPCA para 2015, e (b) a

implementação de 503 km de novas linhas de transmissão.

Esse aumento foi parcialmente compensado por:

uma leve redução de R$ 27 milhões, ou 0,16%, em nossas receitas operacionais de geração para R$ 17.122 milhões em 2015 de

R$ 17.095 milhões em 2014.

Custos e Despesas Operacionais

Os custos e despesas operacionais para 2015 aumentaram em R$ 8.647 milhões, ou 25,45%, para R$ 42.628 milhões em 2015 de

R$ 33.981 milhões em 2014.

O aumento foi principalmente devido a:

provisões operacionais, que aumentaram em R$ 6.924 milhões, para R$ 11,587 milhões em 2015 de R$ 4.663 milhões em 2014,

devido a: (i) o reconhecimento de impairment de R$ 5.980 milhões, sendo que R$ 4.962 milhões são relacionados à usina Angra

III com base em (a) uma data para a qual esperamos que a usina se torne operacional e (b) mudanças na taxa de desconto

utilizada para fazer os testes de impairment, devido a condições macroeconômicas do Brasil (para mais informações a respeito

dos atrasos da usina Angra III, por favor veja a nota 20 das nossas demonstrações financeiras consolidadas), e; (ii) a

consolidação dos resultados da CELG-D com nossos resultados para 2015, que só foram consolidados com nossos resultados

para o período final de três meses de 2014;

112

Page 128: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

folha de pagamento e encargos relacionados, que aumentaram em R$ 1.010 milhão, ou 11,90%, para R$ 9.495 milhões em 2015

de R$ 8.485 milhões em 2014, devido a (a) um aumento nos salários após o acordo coletivo de trabalho de 2015; e (b) a adição

de outros funcionários devido à nossa aquisição da CELG-D em setembro de 2014; e

• eletricidade comprada para revenda, que aumentou R$ 341 milhões, ou 3,27%, para R$ 10,766 milhões em 2015 de

R$ 10.425 milhões em 2014, devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos resultados para 2015, que foram

apenas consolidados com os nossos resultados para o período final de três meses de 2014. Excluídas as despesas da CELG-D

para a compra de energia para revenda, o montante de energia comprada para revenda aumento para R$ 8.378 milhões em 2015

de R$ 7.820 milhões em 2014, principalmente devido a: (i) uma redução nas provisões para devedores duvidosos e (ii)

condições hidrológicas melhoradas em 2015.

O aumento nesses custos e despesas foi parcialmente compensado por uma redução em:

combustível para produção de eletricidade, que caiu em R$ 230 milhões, para R$ 1.250 milhão em 2015 de R$ 1.480 milhão em

2014, devido a uma redução na geração de nossas usinas termelétricas em decorrência das melhores condições hidrológicas em

2015; e

os resultados de investigação no valor de R$ 16 milhões em 2015, em comparação a R$ 195,1 milhões em 2014.

Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas

Receitas financeiras (despesas), líquidas resultaram em despesas de R$ 1.699 milhões em 2015 em comperação a rendimentos de

R$ 695 milhões em 2014. O aumento nas despesas foi principalmente devido a:

cobranças de dívidas, que aumentaram em R$ 2.975 milhões, ou 88,41% para R$ 6.340 milhões em 2015, de R$ 3.365 milhões

em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC rate de 11,75% em 31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31 de dezembro de

2015; e (ii) a desvalorização de aproximadamente 45% do real em relação ao dólar americano em 2015; e,

remuneração por indenização - Lei nº 12.783, que caiu em R$ 904 milhões, ou 88,7%, para uma despesa de R$ 115 milhões em

2015 de R$ 1.019 milhão em 2014, tendo sido feitos os devidos reembolsos à Conta CDE para os valores de indenização

recebidos em excesso em 2015.

Esse aumento nas despesas foi parcialmente compensado por um aumento nas receitas financeiras de correção monetária líquidas, que

aumentaram em R$ 2.057 milhões, ou 594,18%, para R$ 2.403 milhões em 2015 de R$ 346 milhões em 2014, devido a um aumento

nos índices de inflação IPCA e IGP-M que são aplicáveis aos empréstimos concedidos a nós.

Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência

Nosso patrimônio líquido nos resultados de investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial apresentou lucro de

R$ 531 milhões em 2015 comparado a perda de R$ 1.308 milhões em 2014, em função dos resultados negativos da Madeira Energia,

uma SPE, que apresentou lucro de R$ 7 milhões em 2015, comparado a uma perda de R$ 861 milhões em 2014, e a CEEE-GT, que

apresentou lucro de R$ 14 milhões em 2015, comparado a uma perda de R$ 91 milhões em 2014, e a CEEE-D, que apresentou uma

perda de R$ 10 milhões em 2015 comparado a uma perda de R$ 145 milhões em 2014.

Imposto de renda

A alíquota efetiva para 2015 foi de 4,96% em comparação com 26,21% em 2014. Os tributos relativos às despesas de contribuição

social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 991 milhões, para uma despesa de R$ 710 milhões em 2015, de uma despesa de

R$ 1.701 milhões em 2014. A redução foi principalmente devido ao fato de que: (i) apresentamos uma perda bruta maior em 2015 e

(ii) não reconhecemos determinados ativos tributários deferidos da Chesf e Furnas em 2014.

Prejuízo Líquido

Como resultado dos fatores discutidos acima, nosso prejuízo líquido aumentou em R$ 5.759 milhões, para R$ 11.917 milhões em

2015 de R$ 6.158 milhões em 2014.

Resultados do Segmento de Geração

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração diminuíram em R$ 27 milhões, ou 0,16%, de R$ 17.095 milhões em

2014 para R$ 17.122 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo.

113

Page 129: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Vendas de Eletricidade

As vendas de eletricidade tiveram uma redução de R$ 62 milhão, ou 0,41%, para R$ 15.062 milhões em 2015, de R$ 15.124 milhões

em 2014. Essa redução foi devida a reduções em receitas de: (i) energia vendida no Livre Mercado; (ii) Eletronuclear, devido à

interrupção programada de operações na usina Angra II em outubro de 2015; e, (iii) CGTEE, devido a interrupções na usina Candiota

III, que resultaram na produção de menos energia e multas em razão da geração inferior aos níveis exigidos.

Encargos regulatórios sobre receitas

Encargos regulatórios sobre receitas tiveram uma redução em R$ 127 milhões, ou 17,28%, para R$ 608 milhões em 2015 de

R$ 735 milhões em 2014 devido a reduzidas receitas operacionais. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre receitas

por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram em R$ 5.830 milhões, ou 39,83%, de R$ 14.639 milhões em

2014 para R$ 20.469 milhões em 2015.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

encargos operacionais, que aumentaram em R$ 9.108 milhões, passando para R$ 7.488 milhões em 2015 de R$ 1.620 milhões

em 2014, devido ao fato de que (i) os impairment aumentou para R$ 5.470 milhões em 2015 de R$ 252 milhões em 2014, dos

quais R$ 4.962 milhões referem-se à usina de Angra III com base (a) na data em que esperamos que a usina entre em operação e

(b) alterações na taxa de desconto utilizada para fazer os testes de impairment, devido às condições macroeconômicas brasileiras

(para mais informações sobre os atrasos da usina de Angra III, ver nota explicativa nº 20 em nossas demonstrações financeiras

consolidadas) e (ii) contratos onerosos alterados para uma despesa de R$ 102 milhões em 2015 de um lucro de R$ 1.577

milhões em 2014, devido a reversões da Chesf em relação às usinas de Itaparica e Camaçari e da Energia Sustentável do Brasil

SA em relação à Jirau;

os resultados de investigação no valor de R$ 16 milhões em 2015, em comparação a R$ 195,1 milhões em 2014; e

outras despesas, que aumentaram R$ 97 milhões, ou 30,22%, para R$ 418 milhões em 2015, de R$ 321 milhões em 2014,

devido a (i) um aumento de R$ 87 milhões em custos relacionados a leasing e arrendamentos que aumentaram em 2015

acompanhando a inflação, conforme indicado pelo IPCA e (ii) despesas de inadimplência no valor de R$ 59 milhões.

Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:

eletricidade comprada para revenda, que teve uma queda de R$ 2.866 milhão, ou 38,32%, para R$ 4.613 milhões em 2015, de

R$ 7.479 milhões em 2014, devido a uma redução no montante de energia vendida no Mercado Livre; e

combustível para produção de eletricidade, que teve uma redução de R$ 125 milhões, ou 9,87%, para R$ 1.142 milhão em 2015,

de R$ 1.267 milhão em 2014, devido à reduzida atividade de geração em nossas usinas termelétricas, decorrente da melhoria das

condições hidrológicas em 2015.

Impostos de renda

Os tributos relativos às despesas de contribuição social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 3.872 milhões, para uma

despesa de R$ 127 milhões em 2015, de uma despesa de R$ 3.999 milhões em 2014. A redução foi principalmente devido aos

seguintes fatos: (i) apresentamos uma perda antes de impostos maior em 2015 e (ii) não reconhecemos determinados ativos tributários

deferidos da Chesf e Furnas em 2014.

Resultados do Segmento de Transmissão

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram R$ 687 milhões, ou 13,80%, para R$ 5.665 milhões em

2015, de R$ 4.978 milhões em 2014, devido aos fatores mencionados abaixo.

Operação e Manutenção

As receitas de operação e manutenção aumentaram R$ 516 milhões, ou 19,85%, para R$ 3.116 milhões em 2015, de R$ 2.600 milhões

em 2014, principalmente em decorrência de: (i) novas receitas provenientes de investimentos para melhorar nosso sistema de

transmissão, (ii) a implementação de novos investimentos e (iii) a revisão anual de receitas anuais permitidas.

114

Page 130: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Encargos regulatórios sobre receitas

Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 5 milhões, ou 3,18%, para uma despesa de R$ 162 milhões em 2015, de uma

despesa de R$ 157 milhões em 2014, principalmente devido ao aumento em nossas receitas em 2015. Para a descrição do cálculo dos

tributos incidentes sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos

Regulatórios sobre Receitas.”

Atualização da taxa interna de retorno

Atualizações decorrentes da taxa interna de retorno tiveram um aumento em R$ 124 milhões, ou 17,37%, para R$ 838 milhões em

2015, de R$ 714 milhões em 2014, devido a um aumento de 17,3% nas receitas anuais permitidas, que aumentaram acompanhando o

índice de inflação IPCA.

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão sofreram um aumento de R$ 2.559 milhões, ou 54,41%, para

R$ 4.703 milhões em 2014 de R$ 7.262 milhões em 2015.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

encargos operacionais, que aumentaram em R$ 1.705 milhões, para uma despesa de R$ 1.683 milhões em 2015 a partir de uma

receita de R$ 22 milhões em 2014, devido a: (i) a promulgação da nova regulamentação pela ANEEL em 2014 (resolução

ANEEL nº 642 e nº 643/2014), o que permitiu nossas controladas de transmissão constituir novos ativos financeiros e (ii)

contratos onerosos celebrados pela Chesf e Furnas;

folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 286 milhões, ou 10,36%, para R$ 3.046 milhões em 2015, de

R$ 2.760 milhões em 2014, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação.

construção - transmissão, que aumentou em R$ 292 milhões, ou 16,35%, para R$ 2.078 milhões em 2015, de R$ 1.786 milhões

em 2014, devido ao aumento dos investimentos no segmento de transmissão, o que resultou na implantação de 503 km de novas

linhas de transmissão; e

outras despesas, que aumentaram R$ 274 milhões, para R$ 382 milhões em 2015, de R$ 108 milhões em 2014, devido à

eliminação de efeitos contábeis como resultado de operações entre duas de nossas controladas.

Imposto de renda

Imposto de renda e contribuição social tiveram uma redução de R$ 2.241 milhões para R$ 277 milhões em 2015 de R$ 2.518 milhões

em 2014. A redução deveu-se principalmente ao fato de que os ativos tributários deferidos foram desreconhecidos em 2014.

Resultados do Segmento de Distribuição

Receitas Operacionais Líquidas

As receitas operacionais líquidas para o segmento de distribuição aumentaram em R$ 2.080 milhões, ou 22,15%, de R$ 9.391 milhões

em 2014 para R$ 11.471 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo. Este aumento foi principalmente devido a um aumento

nas receitas de venda de energia, que aumentaram R$ 6.120 milhões, ou 59,94%, para R$ 16.330 milhões em 2015 comparado a

R$ 10.210 milhões em 2014.

Imposto Sobre Receitas

Os tributos incidentes sobre as receitas aumentaram R$ 2.912 milhões, para R$ 5.389 milhões em 2015, de R$ 2.477 milhões em

2014, principalmente como resultado do aumento da receita devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos

resultados para 2015, que só foram consolidados com nossos resultados para o período de três meses finais de 2014. Para uma

descrição do cálculo de impostos sobre receitas, ver “ - Descrição de Itens de Linha Principais - Receitas Operacionais - Impostos

sobre Receitas.”

Encargos regulatórios sobre receitas

Os encargos regulatórios sobre as receitas aumentaram R$ 1.431 milhões, para R$ 1.543 milhões em 2015 de R$ 112 milhões em

2014, principalmente como resultado de um aumento na receita de nossas controladas de distribuição, que foi substancialmente

impactado pelos resultados de CELG-D, que foram consolidados com os nossos resultados para 2015, mas só foram consolidados com

nossos resultados para o período final de três meses de 2014. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre receitas por

favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”

115

Page 131: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição tiveram um aumento de R$ 5.937 milhões, ou 77,44%, para

R$ 13.604 milhões em 2015 de R$ 7.667 milhões em 2014.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

folha de pagamento e encargos sociais aumentaram R$ 658 milhões, ou 37,05%, para R$ 2.434 milhões em 2015, de

R$ 1.776 milhões em 2014, devido a um aumento no número de funcionários graças à aquisição da CELG-D e aumento dos

salários em linha com a inflação;

a eletricidade comprada para revenda aumentou R$ 3.664 milhões, ou 96,50%, para R$ 7.461 milhões em 2015, de

R$ 3.797 milhões em 2014, devido à aquisição da CELG-D e ao aumento nos custos relacionado à compra de combustível pela

Amazonas D, que compra petróleo para a sua geração e distribuição; e

os encargos operacionais aumentaram R$ 1.160 milhões, passando de uma receita de R$ 543 milhões em 2014 para uma

despesa de R$ 617 milhões em 2015, devido a deteriorações no montante de R$ 94 milhões e um aumento nas provisões para

despesas de inadimplência de R$ 643 milhões, que foi principalmente devido a mudanças nos critérios usados para determinar o

subsídio para contas de créditos de liquidação duvidosa por nossas controladas de distribuição, principalmente CELG-D.

Imposto de renda

Imposto de renda e contribuição social tiveram uma redução de R$ 11 milhões para R$ 11 milhões em 2015 de R$ 22 milhões em

2014. A redução deveu-se principalmente à apresentação de uma perda maior antes de impostos em 2015.

Resultados do Segmento de Administração

Receitas Operacionais Líquidas

A receita operacional líquida do segmento de administração aumentou em R$ 266 milhões, para R$ 348 milhões em 2015 de

R$ 82 milhões em 2014, principalmente devido à aquisição da concessão de transmissão 10/2009 da nossa subsidiária Eletrosul.

Custos e Despesas Operacionais

Custos e despesas operacionais para o segmento de administração aumentaram em R$ 338 milhões ou 3,7%, para R$ 8.778 milhões

em 2015 de R$ 9.116 milhões em 2014.

O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:

os encargos operacionais diminuíram R$ 489 milhões, ou 6,4%, passando de R$ 7.681 milhões em 2014 para R$ 7.192 milhões

em 2015, em decorrência de: (i) R$ 4,1 bilhões em empréstimos compulsórios que foram reconhecidos somente em 2014,

devido um registo de eventos subsequentes descritos nas Notas 47 e 30 das nossas demonstrações financeiras consolidadas,

(ii) passivo a descoberto que aumentou da seguinte maneira: (a) na Amazonas Energia, em R$ 1.929 milhões, para

R$ 2.344 milhões em 2015, de R$ 415 milhões em 2014; (B) na CEPISA, em R$ 601 milhões, para R$ 563 milhões em 2015 de

R$ 38 milhões em 2014; e (c) na CERON, em R$ 645 milhões, para R$ 457 milhões em 2015, de R$ 189 milhões em 2014.

Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência

Nosso patrimônio líquido nos resultados de investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial para o segmento de

administração mudou em R$ 4.516 milhões, para uma perda de R$ 6.092 milhões em 2015 de uma perda de R$ 1.576 milhões em

2014, principalmente devido às despesas que aumentaram em: (a) na Eletronuclear, de R$ 3.792 milhões, para R$ 4.791 milhões em

2015, de R$ 999 milhões em 2014; e (b) na Eletrosul, de R$ 876 milhões para uma despesa de R$ 912 milhões em 2015, de uma

receita de R$ 36 milhões em 2014.

Resultados Financeiros

Os resultados financeiros para o segmento de administração aumentaram em R$ 1.496 milhões, ou 60,71%, para R$ 3.959 milhões em

2015, de R$ 2.463 milhões em 2014 principalmente devido a:

Page 132: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

variação cambial líquida que aumentou R$ 619 milhões, ou 91,6%, para um rendimento de R$ 1.295 milhões em 2015, a partir

de uma receita de R$ 676 milhões em 2014, devido a uma desvalorização de 45% do real em relação ao dólar americano em

2015;

receitas de aplicações financeiras, que aumentaram R$ 169 milhões, ou 38,5%, para um rendimento de R$ 608 milhões em

2015, de um lucro de R$ 439 milhões em 2014, devido ao aumento na taxa SELIC de 11,75% a partir de 31 de dezembro de

2014 para 14,15% em 31 de dezembro de 2015; e

116

Page 133: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

receitas provenientes de financiamentos e empréstimos, que aumentaram em R$ 597 milhões, ou 24,77%, para um lucro de

R$ 3.008 milhões a partir de uma receita de R$ 2.411 milhões em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC de 11,75% em

31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31 de dezembro de 2015; e (ii) a desvalorização de aproximadamente 45% do real em

relação ao dólar americano em 2015.

Esse aumento foi parcialmente compensado por um aumento de:

encargos de dívidas, que aumentaram R$ 947 milhões, ou 62,72%, para uma despesa de R$ 2.457 milhões em 2015, de uma despesa

de R$ 1.510 milhões em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC de 11,75% a partir de 31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31

de dezembro de 2015; e (ii) a desvalorização do real em aproximadamente 45% em relação ao dólar americano em 2015.

Imposto de renda

Os tributos relativos às despesas de contribuição social e imposto de renda para o segmento administrativo tiveram um aumento de

R$ 629 milhões, para uma despesa de R$ 871 milhões em 2015, de uma despesa de R$ 242 milhões em 2014. Não obstante o fato de

que o nosso prejuízo antes de impostos da demonstração contábil cresceu substancialmente em relação a 2014, nossas despesas com

fins de imposto de renda aumentaram devido ao fato de que em 2014 apresentamos uma perda líquida. Em 2014, não reconhecemos os

tributos correntes e apenas reconhecemos os tributos deferidos reconhecidos para as diferenças temporárias incorridas em 2014. Em

2015, incorremos em um lucro fiscal, uma vez que uma grande parte de nossas despesas de relatórios financeiros correspondeu às

diferenças temporárias e permanentes que foram utilizadas para calcular o nosso lucro fiscal, tais como despesas de empréstimos

compulsórios, que aumentaram para R$ 5,7 bilhões em 2015 de R$ 308 milhões em 2014, e as despesas de equivalência patrimonial,

que aumentaram para R$ 6,1 bilhões em 2015 a partir de R$ 278 milhões em 2014. Isso resultou em uma despesa de imposto de renda

atual e um aumento em nossas despesas com imposto de renda deferido para R$ 480 milhões em 2015, de R$ 236 milhões em 2014.

B. Liquidez e Recursos de Capital

Nossas principais fontes de liquidez são oriundas do caixa gerado pelas nossas operações e de empréstimos recebidos de diversas

fontes, incluindo o Fundo RGR (criado para compensar as concessionárias de eletricidade por despesas não compensadas quando do

término das concessões), empréstimos de terceiros, incluindo agências internacionais e realizações de vários investimentos junto ao

Banco do Brasil S.A. e Caixa Econômica Federal, nos quais somos obrigados por lei a depositar o excedente disponível. Além disso,

em 20 de outubro de 2011 emitimos bond notes a 5,75% no valor de US$ 1,75 bilhão, com vencimento em 2021.

Requeremos financiamento principalmente para financiar a modernização e expansão das nossas unidades de geração e transmissão e

à amortização das nossas obrigações de dívida vincendas. Além disso, por intermédio das nossas controladas, estamos participando da

licitação para novas linhas de transmissão e novos contratos de geração. Se formos vencedores em qualquer licitação, necessitaremos

de recursos adicionais para financiar os investimentos necessários à expansão das operações aplicáveis.

De tempos em tempos, consideramos eventualmente possíveis novas oportunidades de investimento e podemos financiar esses investimentos

com recursos gerados por nossas operações, empréstimos, emissões de títulos de dívida e ações, aumentos de capital ou outras fontes de

financiamento que possam estar disponíveis no momento oportuno. Atualmente temos capacidade de financiamento de até R$ 4,1 bilhões em

dispêndios além dos recursos existentes sem a necessidade de acessar os mercados de capitais. Estes recursos representam uma parte das

receitas que geramos das nossas vendas de eletricidade e os juros que recebemos das nossas atividades de concessão de empréstimo.

Fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos no longo prazo

Nossas principais fontes de financiamento para capital de giro e investimentos em ativo imobilizado nos últimos três anos são: (i)

indenizações de concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783, aprovadas pelo poder concedente; (ii) recebíveis relativos ao

financiamento concedido em favor da Itaipu, (iii) nossos próprios fluxos de caixa operacionais; (iv) empréstimos de credores

domésticos e internacionais, tais como a Caixa Econômica Federal (“CEF”), Banco do Brasil S.A. (“BB”) e o Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”); e (v) empréstimos de agências de crédito internacionais. Além disso, nossas fontes

de financiamento incluem investimentos que somos obrigados a fazer com o BB, considerando que somos obrigados a depositar

recursos disponíveis nestas instituições financeiras federais.

Os principais usos de recursos por nós se referem (i) ao pagamento ou renegociação de dívida; (ii) ao financiamento para a melhoria e

expansão de seus projetos de geração, transmissão e distribuição; (iii) à possibilidade de participação, por intermédio de nossas

controladas, em processos licitatórios com relação a novas linhas de transmissão e novos contratos de geração, uma vez que, se formos

vencedores em qualquer desses processos licitatórios, precisaremos de recursos adicionais para financiar os investimentos necessários

à expansão das operações aplicáveis.

Semelhante a outras empresas em nosso setor, monitoramos nossas obrigações com base no coeficiente de alavancagem financeira.

Este coeficiente corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida corresponde ao total de empréstimos e

financiamentos (excluindo valores relativos ao RGR e incluindo empréstimos e financiamentos de curto e longo prazo, conforme

estabelecido no balanço patrimonial consolidado), deduzidas as disponibilidades. O capital total é calculado pelo acréscimo do

patrimônio líquido (conforme estabelecido no balanço patrimonial consolidado) e a dívida líquida.

117

Page 134: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nossos principais usos de recursos em 2016 foram para investimentos no montante de R$ 8.710,9 milhões e obrigações de serviço de

dívida de R$ 8.344,1 milhões. Atendemos a esses requisitos com (1) caixa e equivalentes de caixa, investimentos financeiros de longo

prazo e recursos gerados das atividades operacionais (totalizando R$ 10.619,2 milhões), (2) financiamento de longo prazo (totalizando

R$ 3.503,4 milhões) e (3) AFAC (totalizando R$ 2.932,4 milhões). Nossa administração acredita que temos fontes de liquidez

suficientes para honrar nossos compromissos financeiros mediante o uso combinado de nosso fluxo de caixa operacional, o

recebimento de todas as indenizações já aprovadas pelo concedente em virtude da Lei 12.783 e as receitas de empréstimos e

financiamentos já contratados e que poderiam ser tomados, se necessário. Em 31 de dezembro de 2016, estávamos em situação de

déficit de capital de giro (ou seja, o passivo circulante total consolidado excede o total do ativo circulante consolidado). Para corrigir

nossa situação atual de deficiência de capital de giro, nosso Conselho de Administração aprovou um plano de negócios estratégico

com o objetivo de reduzir investimentos, privatizar as empresas de distribuição, vender propriedades administrativas, vender

determinadas SPEs, estruturar uma estratégia de planejamento tributário para otimizar nossos impostos e melhorar o uso de créditos

fiscais, implementar um plano de desligamento voluntário e criar um centro de serviços compartilhados.

Fluxos de Caixa

O quadro abaixo ilustra os nossos fluxos de caixa líquidos em relação aos períodos apresentados: Para o Exercício Findo em 31 de

dezembro de

Para o exercício findo em 31 de dezembro

2016 2015 2014

(em milhares de R$)

Fluxos de caixa líquidos:

Oriundos de atividades operacionais 1.888.738 6.980.474 5.192.461

Oriundos (utilizados) de atividades de investimento (5.473.806 ) (9.012.552 ) (10.637.002 )

Oriundos (utilizados) de atividades de financiamento 2.870.763 2.018.973 3.254.036

Fluxo de Caixa de Atividades Operacionais

Nossos fluxos de caixa de atividades operacionais resultam fundamentalmente:

da venda e transmissão de energia para uma estável e diversa base de clientes de varejo e no atacado a preços fixos;

o pagamento de encargos financeiros;

o pagamento de reserva global de reversão;

montantes recebidos da receita anual permitida;

o recebimento de compensação de ativos financeiros;

o recebimento de encargos financeiros;

o pagamento de imposto de renda e contribuições sociais;

receitas recebidas de investimentos em ações;

os pagamentos suplementares de aposentadoria;

o pagamento de provisões legais;

depósitos judiciais; e

de depósitos para processos judiciais em casos nos quais atuamos no polo ativo da ação e somos condenados a efetuar um

depósito ao juízo competente.

Os fluxos de caixa de atividades operacionais foram suficientes para atender as necessidades operacionais e de dispêndios durante os

períodos em questão.

Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades operacionais diminuíram na ordem de R$ 5,09 bilhões, ou seja, para R$ 1,89 bilhões

em 2016 de R$ 6,98 bilhões em 2015. Esta variação deveu-se principalmente ao fato de que não recebemos um pagamento de

indenização em 2016, enquanto recebemos um pagamento de indenização no montante de R$ 4,0 bilhões em 2015.

Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades operacionais cresceram na ordem de R$ 1,8 bilhão, ou seja, de R$ 5,2 bilhões em 2014

para R$ 6,98 bilhões em 2015. Esta variação se deve a um crescimento nos pagamentos de indenização recebidos na ordem de

R$ 4,0 bilhões em 2015 de R$ 2,8 bilhões em 2014.

Fluxos de Caixa de Atividades de Investimentos

Nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos demonstram fundamentalmente:

118

Page 135: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

aquisições de investimentos, isto é, parcerias celebradas com terceiros do setor privado em relação à operação de novas

unidades;

aquisições de imobilizado, isto é, investimentos principalmente em equipamentos necessários para atividades operacionais;

empréstimos e financiamentos - pagamento;

aquisição de ativo imobilizado;

aquisição de ativos intangíveis;

aquisição de ativos de concessão;

aquisição/aumento de capital na subsidiária;

adiantamentos para futuro aumento de capital;

fluxo de caixa líquido de aquisição de subsidiária; e

dividendos pagos por nossas controladas.

Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos sofreram uma queda na ordem de R$ 3,5 bilhão, ou 39,26%, de um

fluxo de saída na ordem de R$ 5,5 bilhões em 2016 para um fluxo de entrada na ordem de R$ 9 bilhões em 2015. Essa variação

decorreu de uma redução de R$ 2,4 bilhões na aquisição de ativos imobilizados e de R$ 1,2 bilhão na aquisição de ativos de

concessão.

Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos sofreram uma queda na ordem de R$ 1,6 bilhão, ou 15,27%, de um

fluxo de saída na ordem de R$ 9 bilhões em 2015 para um fluxo de entrada na ordem de R$ 10,6 bilhões em 2014. Esta variação se

deve à uma queda de R$ 1,5 bilhão em aportes de capital realizados às nossas controladas e SPEs em 2015 e um aumento de

R$ 2,0 bilhões em valores recebidos de empréstimos e financiamentos concedidos, que foram parcialmente compensados por um

aumento de R$ 1,3 bilhão em valores desembolsados em relação à implantação dos seguintes ativos imobilizados: Complexo Eólico

Hermenegildo, VamCruz, Santo Sé II, Chapada do Piauí I, Geribatu, Chuí, Serra das Vacas, Santo Antônio e Jirau.

Fluxos de Caixa de Atividades de Financiamentos

Nossos fluxos de caixa utilizados em atividades de financiamentos demonstram fundamentalmente a receita de juros que recebemos

de empréstimos no curto e longo prazos feitos em favor de empresas não coligadas com operações no setor de energia brasileiro.

Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades de financiamentos sofreram um aumento na ordem de R$ 0,9 bilhão, para um fluxo de

entrada de R$ 2,9 bilhões em 2016 de R$ 2 bilhões em 2015. Esta variação deveu-se principalmente a uma redução de R$ 0,8 bilhão

em pagamentos de capital em empréstimos e financiamentos, uma redução em empréstimos e financiamentos de R$ 3,9 bilhões

obtidos por Furnas (R$ 1,7 bilhão), Eletrosul (R$ 0,7 bilhão ), Chesf (R$ 0,7 bilhão) e Eletronuclear (R$ 0,5 bilhão) e parcialmente

compensada por um aumento de R$ 2,9 bilhões antecipados para futuro aumento de capital obtido junto ao Governo Federal e o

aumento de R$ 1 bilhão devido à transferência da Reserva Global de Reversão.

Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades de financiamentos sofreram uma queda na ordem de R$1,2 bilhão, para um fluxo de

entrada de R$ 2 bilhões em 2015 de R$ 3.2 bilhões de 2014. Esta variação se deve principalmente a um aumento de R$ 2,1 bilhões em

pagamentos do valor principal relativos a empréstimos e financiamentos contratados por nós e parcialmente compensados por uma

redução de R$ 792 milhões em pagamentos de dividendos e juros sobre o capital próprio efetuados aos nossos acionistas.

Vínculo entre Lucros Acumulados e Fluxos de Caixa Apropriados

Em 31 de dezembro de 2016, nosso balanço patrimonial demonstrou reservas acumuladas na ordem de R$ 1,7 milhões, o que consistiu

em nossas reservas estatutárias, mas não incluem a remuneração não paga dos acionistas (consulte “Item 8.A, Demonstrações

Financeiras Consolidadas e Outras Informações - Política sobre distribuição de dividendos”).

Dispêndios de Capital

Nos últimos três anos, nós investimos em média R$ 10,17 bilhões ao ano em expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e

qualidade ambiental. Aproximadamente 17,8% foi investido em nosso segmento de geração, 17,0% em nosso segmento de

transmissão e o restante em nosso segmento de distribuição e outros investimentos.

Nossa principal atividade consiste em geração, transmissão de energia e pretendemos investir nestes segmentos nos próximos anos.

De acordo com o Plano Anual EPE 10 (2014-2024), estima-se que o Brasil terá 211.615 km de linhas de transmissão e capacidade

instalada de geração de 206,4 GW até 2024, comparado a 150,3 GW em 2016. Estes investimentos pelo Brasil representarão

aproximadamente R$ 376 bilhões. Sendo o maior participante de mercado atual em termos de linhas de transmissão, esperamos

participar de alguns destes novos investimentos. Em conformidade com o novo Plano de Negócios, lançado em novembro de 2016,

acreditamos que de 2017 a 2021 investiremos aproximadamente R$ 35,7 bilhões em nossos negócios de geração, transmissão e

distribuição. Como estamos buscando privatizar nossas empresas de distribuição até 2017, acreditamos que o investimento no

segmento de distribuição seja apenas para o ano de 2017.

119

Page 136: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Para estes investimentos em geração e transmissão, esperamos utilizar os recursos oriundos do nosso fluxo de caixa líquido, bem

como do acesso a mercados de capitais nacionais e internacionais e financiamentos bancários.

Nossas despesas de capital para ativos fixados, bens intangíveis e ativos de concessão em 2016, 2015 e 2014 foram R$ 3,7 bilhões,

R$ 7,7 bilhões e R$ 6,1 bilhões, respectivamente. Estes valores representam os valores orçados e não equivalem aos montantes do

fluxo de caixa devidos ao processo de consolidação contábil e eliminação de recursos de empresas do mesmo grupo econômico.

C. Pesquisa e Desenvolvimento, Licenças e Patentes

Pesquisa e Desenvolvimento

As principais atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação do Sistema Eletrobras são realizadas pelo Centro de Pesquisas de

Energia Elétrica (Cepel), associação sem fins lucrativos fundada em 1974 por nós e nossas controladas: Chesf, Eletronorte, Eletrosul e

Furnas. O objetivo do Centro é desenvolver e oferecer soluções em tecnologia sustentáveis para a geração, transmissão e distribuição

de energia por meio de atividades de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P & D + I) no setor de energia brasileiro. A Eletrobras é

a principal patrocinadora da Cepel e possui apoio técnico do Centro na coordenação de programas nacionais importantes, tais como

“Luz para Todos”, o “Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica” (Procel), “Programa de Incentivos às Fontes

Alternativas de Energia Elétrica” (Proinfa) e “Programa Nacional de Iluminação Pública e Sinalização Semafórica Eficientes” (ReLuz). A Cepel também participa da elaboração dos Planos Decenais de Expansão de Energia Elétrica da Eletrobras. A fim de

apoiar suas atividades de pesquisa, a Cepel criou um complexo de 34 laboratórios, alguns credenciados pelo Instituto Nacional de

Metrologia, que realizam uma série de experimentos, serviços e testes de tecnologia. São dignos de nota os laboratórios de Alta

Tensão e Alta Energia - os maiores de sua espécie no Hemisfério Sul - e o Laboratório de Ultra Alta Tensão, em seus estágios finais

de implementação tendo apenas um similar no mundo inteiro. Além disso, o Centro possui duas unidades de demonstração e

referência: CRESESB, que promove o uso de energia solar e eólica, e CATE, que promove o uso eficiente de eletricidade. De acordo

com as orientações do Comitê de Políticas Tecnológicas (CPT), a Cepel prioriza projetos estratégicos e estruturantes, distribuídos em

sete principais áreas de pesquisa, cada um realizado por departamento específico: (i) DEA - Otimização de Energia e Ambiente; (ii)

DRE - Redes Elétricas; (iii) DAS - Automação de Serviços; (iv) DLE - Linhas e Estações; (v) DTD - Tecnologia de Distribuição; (vi)

DTE - Tecnologias Especiais; e (vii) Laboratórios (Pesquisa Experimental) - Departamentos DLA e DLF.

As atividades da Cepel possuem papel importante no apoio da nossa atividade principal de geração, transmissão, distribuição e

comercialização de energia elétrica.

Licenças e Patentes

Entre outros, registramos “Eletrobras” como marca registrada no Instituto Nacional de Propriedade Industrial - INPI. Além disso, a

Cepel possui vinte e oito patentes, a Eletronorte possui cinquenta e uma patentes, a Eletrosul possui seis patentes e Furnas possui nove

patentes registradas no INPI relativas a equipamentos e processos de fabricação. Adicionalmente, Furnas possui três patentes

registradas nos Estados Unidos, uma patente registrada no Canadá e a Cepel possui seis patentes registradas fora do Brasil.

Seguro

Mantemos seguro contra incêndios, desastres naturais, acidentes envolvendo terceiros, outros riscos relacionados com o transporte e

montagem de equipamentos, construção de usinas e múltiplos riscos. Nossas controladas e a Itaipu possuem cobertura de seguro

semelhante. Não possuímos cobertura de seguro contra riscos de interrupção comercial porque não acreditamos que os elevados

prêmios sejam justificados pelos baixos riscos de uma interrupção significativa, considerando a energia disponível no Sistema de

Energia Inter-relacionada. Acreditamos que mantemos seguro que são usuais no Brasil e adequados para a atividade que

desenvolvemos.

D. Informações sobre Tendências

Nossa administração identificou as seguintes tendências chave, que contêm determinadas informações futuras e devem ser lidas em

conjunto com a “Nota sobre Informações Prospectivas” e “Item 3.A, Fatores de Risco.” Fundamentalmente, acreditamos que estas

tendências nos permitirão continuar a desenvolver nossas atividades e melhorar nossa imagem corporativa:

eletricidade está em demanda constante: diferente daqueles setores que são especificamente vulneráveis a condições cíclicas no

mercado e/ou sazonalidade, a demanda por eletricidade é constante. Acreditamos que continuaremos com capacidade de estabelecer

tarifas de acordo com as condições de mercado, em especial no segmento de geração. Embora as tarifas no segmento de transmissão

sejam fixadas anualmente pelo Governo Brasileiro, acreditamos que estas tarifas continuem em uma tendência de aumento;

120

Page 137: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

a participação em leilões futuros nos permitirá crescer: esperamos participar de um número crescente de futuros leilões de

energia nova, bem como novos leilões de transmissão e, portanto, precisamos investir em novas usinas de geração de energia

(hidrelétrica, eólica, biomassa e térmica) e novas linhas de transmissão, a fim de expandir a rede existente e manter nossa

participação de mercado atual. Acreditamos também que o foco em geração e transmissão nos possibilitará maximizar os lucros,

aumentando a eficiência em nossa infraestrutura existente e capitalizando oportunidades resultantes da nova infraestrutura;

receitas de terceiros para a manutenção de instalações: embora nossa atividade principal permaneça nos segmentos de geração

e transmissão, aumentamos satisfatoriamente nossas receitas nos períodos recentes utilizando nossa expertise em prestar

serviços de manutenção para outras empresas em nosso setor. Nossa subsidiária Eletronorte foi essencial para atingir esse

resultado. Esperamos que esta tendência continue, melhorando assim nossa posição financeira;

foco crescente em questões de saúde, segurança e ambiente: Há uma tendência no Brasil e no mundo no sentido de aumentar as

preocupações de proteção do ambiente. Isto nos impacta de várias formas, incluindo a lidar com questões sociais e políticas que

possam surgir quando procuramos construir novas instalações (especialmente em áreas remotas do Brasil) e redução de metas de

emissões de carbono a partir de instalações que dependem de combustíveis fósseis. Um dos principais desafios para nós será

equilibrar estas preocupações ambientais contra o crescimento de nossos negócios, à medida que estas preocupações

naturalmente aumentam as pressões de custos. Há também uma tendência crescente no Brasil no sentido de haver exigências de

saúde e segurança mais rigorosas no que diz respeito às autorizações de funcionamento das nossas instalações, que também

impõe desafios de pressão de custos em nossos negócios; e

efeito da Lei nº 12.783: A Lei 12.783 continuará a afetar a forma na qual justificamos nossas concessões. Esperamos renovar

contratos adicionais para o período máximo de 30 anos em patamares de tarifa significativamente inferiores. Consequentemente,

podemos continuar a registrar o valor das nossas concessões renovadas e registrar “contratos onerosos” na geração de caixa.

E. Ajustes não demonstráveis em Balanço Patrimonial (em milhares de R$)

Nós atuamos como fiadores, na proporção de nossa participação societária, em vários projetos cujos valores afiançados são descritos

abaixo em milhares de R$:

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Eletrobras Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042

Eletrobras Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042 Eletrobras Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042

Eletrobras

Norte Energia

Garantia de

Desempenho do Contrato

SPE

15,00 % 39.225 39.225 392 30/04/2019

Eletrobras Rouar CAF SPE 50,00 % 31.833 31.833 318 30/09/2017

Eletrobras Mangue Seco II BNB SPE 49,00 % 40.951 36.132 361 14/10/2031 Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034

Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035

Eletrosul

ESBR BNDES

REPASSE

SPE

20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034

Eletrosul

ESBR BNDES

REPASSE

SPE

20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035

Eletrosul Cerro Chato

I, II e III

Banco do

Brasil

Empresarial

100,00 % 223.419 100.313 1.003 15/07/2020 Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 126.221 54.213 542 15/06/2021

Eletrosul

Artemis

Transmissora de Energia

BNDES

Empresarial

100,00 % 170.029 27.544 275 15/10/2018

Eletrosul UHE Mauá BNDES Empresarial 100,00 % 182.417 138.514 1.385 15/01/2028

Eletrosul

UHE Mauá BNDES/Banco

do Brasil

Empresarial

100,00 % 182.417 138.534 1.385 15/01/2028

Eletrosul UHE Passo de

São João

BNDES

Empresarial

100,00 % 183.330 127.838 1.278 15/07/2026

Eletrosul

SC Energia BNDES/Banco

do Brasil

Empresarial

100,00 % 50.000 11.741 117 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES/BDRE Empresarial 100,00 % 50.000 11.711 117 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 103.180 23.551 236 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 67.017 24.590 246 15/03/2021

Eletrosul UHE São

Domingos

BNDES

Empresarial

100,00 % 207.000 173.333 1.733 15/06/2028

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 41.898 31.327 313 15/03/2027

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 9.413 7.670 77 15/08/2027 Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 12.000 7.941 79 15/08/2027

Eletrosul UHE Passo de

São João

BNDES

Empresarial

100,00 % 14.750 10.565 106 15/07/2026

Page 138: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Eletrosul Projetos

Corporativos

da Eletrosul

Banco do

Brasil

Empresarial

100,00 % 250.000 195.696 1.957 15/11/2023

Eletrosul Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036

Eletrosul

Teles Pires BNDES/Banco

do Brasil

SPE

24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036

Eletrosul

Teles Pires Emissão de

Debêntures

SPE

24,50 % 160.680 170.199 1.702 30/05/2032

Eletrosul Livramento

Holding

BNDES

SPE

49,00 % 91.943 22.206 222 15/06/2030 Eletrosul Chuí Holding BNDES SPE 49,00 % 186.082 179.100 1.791 15/12/2031

Eletrosul

Transmissora

Sul Brasileira de Energia S.A.

BNDES

SPE

80,00 % 209.974 180.788 1.808 15/07/2028

Eletrosul

Transmissora

Sul Brasileira de Energia S.A.

Emissão de

Debêntures

SPE

80,00 % 62.040 88.054 881 15/09/2026

Eletrosul

Costa Oeste

Transmissora de Energia S.A.

BNDES

SPE

49,00 % 17.846 14.962 150 01/11/2022

121

Page 139: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Eletrosul Santa Vitória

do Palmar

Holding S.A.

BNDES SPE

49,00 % 197.950 215.684 2.157 16/06/2031

Eletrosul Santa Vitória

do Palmar

Holding S.A.

BRDE SPE

49,00 % 98.000 108.290 1.083 16/06/2031

Eletrosul Santa Vitória

do Palmar

Holding S.A.

Emissão de Debêntures

SPE

49,00 % 44.100 55.678 557 15/06/2028

Eletrosul

Transmissora

Sul Litorânea

do Brasil

BNDES SPE

51,00 % 252.108 231.974 2.320 15/02/2029

Eletrosul Complexo São

Bernardo KfW Empresarial

100,00 % 29.854 45.709 457 30/12/2038

Eletrosul Complexo São

Bernardo KfW Empresarial

100,00 % 136.064 157.988 1.580 30/12/2042

Eletrosul

Complexo

Eólico Livramento -

Entorno II

CEF Empresarial

100,00 % 200.000 212.844 2.128 07/08/2017

Eletrosul Projetos

Corporativos

da Eletrosul 2

BTG Pactual Empresarial

100,00 % 250.000 285.310 2.853 02/03/2017

Eletrosul Eólica

Hermenegildo I

S/A

BNDES SPE

99,99 % 109.566 109.042 1.090 15/06/2032

Eletrosul

Eólica

Hermenegildo I

S/A

BRDE SPE

99,99 % 47.764 49.474 495 15/06/2032

Eletrosul Eólica

Hermenegildo

II S/A

BNDES SPE

99,99 % 109.590 109.080 1.091 15/06/2032

Eletrosul Eólica

Hermenegildo

II S/A

BRDE SPE

99,99 % 47.775 47.854 479 15/06/2032

Eletrosul Eólica

Hermenegildo

III S/A

BNDES SPE

99,99 % 93.367 92.933 929 15/06/2032

Eletrosul Eólica

Hermenegildo

III S/A

BRDE SPE

99,99 % 40.703 40.771 408 15/06/2032

Eletrosul Eólica Chuí IX

S/A BNDES SPE

99,99 % 31.561 31.414 314 15/06/2032

Eletrosul Eólica Chuí IX

S/A BRDE SPE

99,99 % 13.758 13.781 138 15/06/2032 Eletronorte São Luis II e III BNDES Empresarial 100,00 % 13.653 7.859 79 15/11/2024

Eletronorte Miranda II BNDES Empresarial 100,00 % 47.531 20.069 201 15/11/2024

Eletronorte Ribeiro

Gonç./Balsas BNB Empresarial

100,00 % 70.000 57.300 573 03/06/2031

Eletronorte Lechuga/J.

Teixeira BASA Empresarial

100,00 % 25.720 19.860 199 10/01/2029

Eletronorte Subestação

Nobres BNDES Empresarial

100,00 % 10.000 6.567 66 15/03/2028

Eletronorte Subestação

Miramar/Tucur

BNDES Empresarial

100,00 % 31.000 21.539 215 15/08/2028

Eletronorte Expansão da

Subestação

Lechuga

BNDES Empresarial

100,00 % 35.011 24.878 249 15/10/2028

Eletronorte Norte Brasil

Transmissora BNDES SPE

49,00 % 514.500 458.514 4.585 15/12/2029

Eletronorte Norte Brasil

Transmissora

Emissão de Debêntures

SPE

49,00 % 98.000 139.868 1.399 15/09/2026

Eletronorte Linha Verde

Transmissora BASA Empresarial

100,00 % 185.000 201.441 2.014 10/11/2032

Eletronorte Manaus

Transmissora BNDES SPE

30,00 % 120.300 95.822 958 15/12/2026

Eletronorte Estação de

Transmissão de

ENergia

BNDES Empresarial

100,00 % 505.477 390.994 3.910 15/11/2028

Page 140: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Eletronorte Estação de

Transmissão de

ENergia

BASA Empresarial

100,00 % 221.789 201.375 2.014 15/10/2031

Eletronorte Estação de

Transmissão de

ENergia

BASA Empresarial

100,00 % 221.789 214.959 2.150 10/07/2031

Eletronorte Rio Branco

Transmissora BNDES Empresarial

100,00 % 138.000 109.763 1.098 15/03/2027

Eletronorte

Transmissora

Matogrossense Energia

BASA SPE

49,00 % 39.200 36.975 370 01/02/2029

Eletronorte

Transmissora

Matogrossense Energia

BNDES SPE

49,00 % 42.777 29.411 294 15/05/2026

Eletronorte Rei dos Ventos

1 Eolo BNDES SPE

24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029

Eletronorte Brasventos

Miassaba 3 BNDES SPE

24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029

Eletronorte Rei dos Ventos

3 BNDES SPE

24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029

122

Page 141: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

Itaú BBA SPE

24,50 % 49.735 49.854 499 26/04/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

Santander SPE

24,50 % 49.000 49.119 491 26/04/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

State Grid Brazil S.A.

Empresarial

100,00 % 294.700 318.795 3.188 28/07/2029

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

ABC SPE

24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

Banco da China SPE

24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

PINE SPE

24,50 % 6.125 6.392 64 31/05/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

Banco de

Construção da

China

SPE

24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017

Eletronorte

Belo Monte

Transmissora

de

ICBC SPE

24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017

123

Page 142: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Energia S.A.

Eletronorte Norte Energia BNDES SPE 19,98 % 2.697.300 3.030.508 30.305 15/01/2042

Eletronorte Norte Energia CEF SPE 19,98 % 1.398.600 1.623.548 16.235 15/01/2042 Eletronorte Norte Energia BTG Pactual SPE 19,98 % 399.600 463.871 4.639 15/01/2042

Eletronorte

Implementação

da PAR e PMIS

BNDES Empresarial

100,00 % 361.575 322.784 3.228 15/12/2023

Eletronorte

Porto Velho

Transmissora de Energia

BNDES Empresarial

100,00 % 283.411 245.676 2.457 15/08/2028

Eletronorte

Reforço da

Estrutura de Capital de Giro

CEF Empresarial

100,00 % 400.000 391.658 3.917 30/04/2019

Eletronorte UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038

Eletronuclear Angra III BNDES Empresarial 100,00 % 6.146.256 3.480.338 34.803 15/06/2036 Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034

Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035

Chesf ESBR BNDES

REPASSE SPE

20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034

Chesf ESBR BNDES

REPASSE SPE

20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035

Chesf Manaus

Transmissora BNDES SPE

19,50 % 78.195 62.284 623 15/12/2026

Chesf Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042 Chesf Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042

Chesf Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042

Chesf IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032

Chesf IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030

Chesf IE Madeira Emissão de

Debêntures SPE

24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025

Chesf

Projetos

Corporativos

Chesf 1

Banco do

Brasil Empresarial

100,00 % 500.000 256.404 2.564 28/09/2018

Chesf

Projetos

Corporativos

Chesf 2

CEF Empresarial

100,00 % 400.000 253.531 2.535 27/02/2019

Chesf IE Garanhuns

S/A BNDES SPE

49,00 % 175.146 154.009 1.540 15/12/2028

Chesf Projetos

Corporativos

Chesf 3

BNDES Empresarial

100,00 % 727.560 393.417 3.934 15/06/2029

Chesf Projetos

Corporativos

Chesf 4

BNDES Empresarial

100,00 % 475.454 238.320 2.383 15/06/2029

Chesf UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038

Chesf

Projetos

Corporativos Chesf 5

CEF Empresarial

100,00 % 200.000 202.616 2.026 06/09/2021

Furnas UHE Batalha BNDES Empresarial 100,00 % 224.000 150.921 1.509 15/12/2025

Furnas UHE Simplício BNDES Empresarial 100,00 % 1.034.410 647.658 6.477 15/07/2026 Furnas UHE Baguari BNDES Empresarial 100,00 % 60.153 36.357 364 15/07/2026

Furnas SUNDRY Banco do

Brasil Empresarial

100,00 % 750.000 758.618 7.586 31/10/2018

Furnas Transferência

da BASA 2008

Banco do

Brasil Empresarial

100,00 % 208.312 220.535 2.205 07/02/2018

Furnas Projetos de Inovação

FINEP Empresarial

100,00 % 268.503 161.366 1.614 15/11/2023

Furnas Financiamento

Corporativo

Banco do

Brasil Empresarial

100,00 % 400.000 379.973 3.800 06/12/2023

Furnas UHE Santo

Antônio BNDES SPE

39,00 % 1.594.159 1.999.596 19.996 15/03/2034

Furnas UHE Santo

Antônio BNDES SPE

39,00 % 1.574.659 2.064.091 20.641 15/03/2034

Furnas UHE Santo

Antônio BASA SPE

39,00 % 196.334 238.746 2.387 15/12/2030

Furnas UHE Santo

Antônio

Emissão de

Debêntures SPE

39,00 % 163.800 218.533 2.185 24/01/2023

Furnas UHE Santo

Antônio

Emissão de Debêntures

SPE

39,00 % 273.000 242.225 2.422 01/03/2024

Page 143: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Furnas UHE Foz do

Chapecó BNDES SPE

40,00 % 435.508 376.498 3.765 15/09/2027

Furnas UHE Foz do

Chapecó BNDES SPE

40,00 % 217.754 190.533 1.905 15/09/2027

Furnas UHE Foz do

Chapecó BNDES SPE

40,00 % 4.009 2.861 29 15/09/2027

Furnas Centroeste de

Minas BNDES SPE

49,00 % 13.827 8.929 89 15/04/2023

Furnas Rei dos Ventos

1 Eolo BNDES SPE

24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029

Furnas Brasventos

Miassaba 3 BNDES SPE

24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029

Furnas Rei dos Ventos

3 BNDES SPE

24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029

Furnas IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032

Furnas IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030

124

Page 144: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo Garantido

pela Eletrobras

Fim da Garantia

Furnas IE Madeira Emissão de

Debêntures SPE

24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025

Furnas Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036

Furnas Teles Pires BNDES/Banco

do Brasil SPE

24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036

Furnas Teles Pires Emissão de Debêntures

SPE

24,50 % 160.680 197.578 1.976 31/05/2032

Furnas Caldas Novas

Transmissão BNDES SPE

49,90 % 2.418 1.759 18 15/05/2023

Furnas Caldas Novas

Transmissão BNDES SPE

49,90 % 5.536 4.655 47 15/03/2028

Furnas Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

State Grid

Brazil S.A. Empresarial

100,00 % 294.700 318.471 3.185 28/07/2029

Furnas Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

ABC SPE

24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017

Furnas Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

Banco da China SPE

24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017

Furnas Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

PINE SPE

24,50 % 6.125 6.313 63 31/05/2017

Furnas Belo Monte China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017

Transmissora

de Energia S.A.

Banco de

Construção

Furnas

Belo Monte

Transmissora

de Energia S.A.

ICBC SPE

24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017

Furnas Mata de Santa

Genebra

Emissão de Debêntures

SPE

49,90 % 234.031 244.019 2.440 30/06/2017

Furnas

Plano de

Investimento 2012-2014

BNDES Empresarial

100,00 % 441.296 224.125 2.241 15/06/2029

Furnas

Empresa de

Energia São Manoel

BNDES SPE

33,33 % 437.996 345.656 3.457 12/12/2038

Furnas

Empresa de

Energia São Manoel

Emissão de

Debêntures SPE

33,33 % 93.332 98.119 981 15/12/2018

Amazonas Amazonas

Reconheciment

o da Dívida - Petrobras/BR

Empresarial

100,00 % 2.405.979 2.831.333 28.313 30/01/2025

Eletroacre Eletroacre

Reconheciment

o da Dívida - Petrobras/BR

Empresarial

100,00 % 91.774 82.979 830 30/01/2025

Boa Vista Boa Vista Reconhecimento da Dívida -

Petrobras/BR

Empresarial

100,00 % 19.320 16.101 161 31/12/2024

Cepisa Projeto

Corporativo CEF Empresarial

100,00 % 94.906 50.749 507 30/08/2026

Ceal

Projeto

Corporativo da Ceal

Banco IBM

S/A Empresarial

100,00 % 10.736 6.742 67 31/12/2019

Total 47.014.782 44.813.837 448.138

125

Page 145: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nós registramos em provisões operacionais para o passivo não circulante o valor justo dos valores garantidos por nós sobre recursos já

desembolsados pelos bancos de financiamento. A provisão é feita com base no valor justo da nossa garantia, conforme mostrado

abaixo:

Valor da Provisão

Garantias devidas em 31/12/2012 189.113

Alterações no período 83.682

Garantias devidas em 31/12/2013 272.795

Alterações no período 115.165

Garantias devidas em 31/12/2014 387.960

Alterações no período 30.266

Garantias devidas em 31/12/2015 418.226

Alterações no período 29.912

Garantias devidas em 31/12/2016 448.138

a) UHE Simplício - projeto da nossa subsidiária Furnas, com uma capacidade de geração instalada de 333,7 MW*. O projeto

tem 100% de participação Furnas. Consequentemente, a garantia de 100% do financiamento.

b) UHE Jirau - SPE Energia Sustentável do Brasil, constituída pelas controladas Eletrosul, CHESF e GDF Suez Energy, com

capacidade instalada de 3.750 MW*. Para o projeto, foram tomados dois empréstimos com o BNDES, um direto e o outro

indireto, por meio de bancos intermediários, a serem pagos em 240 meses. Nós garantimos a participação de cada uma de

nossas controladas -Eletrosul (20%) e CHESF (20 por cento).

c) UHE Santo Antônio - SPE Santo Antônio Energia, constituída por FURNAS, CEMIG, Fundo de Investimentos em

Participação Amazônica Energia - FIP, Construtora Norberto Odebrecht S/A, Odebrecht Investimentos em Infraestrutura

Ltda. e Andrade Gutierrez Participações S/A, com uma capacidade instalada de 3.568 MW*. Nós somos uma parte

interveniente anuente no financiamento com o BNDES e com o Banco da Amazônia, sendo nossa intervenção limitada à

participação de Furnas (39%).

d) UHE Foz do Chapecó - SPE Foz do Chapecó Energia, cuja usina elétrica possui uma capacidade instalada de 855 MW*, com

nós sendo fiadores dos instrumentos contratuais junto ao BNDES, totalizando, em substituição de um financiamento bancário

previamente contratado, limitado ao percentual de Furnas na participação da SPE (40%).

e) Norte Brasil Transmissora - SPE, com participação da Eletronorte (24,5%) e Eletrosul (24,5%) e que possui como objetivo a

implementação, operação e manutenção da linha de transmissão Porto Velho/Araraquara, com uma extensão de 2.375 km*.

126

Page 146: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

f) Manaus Transmissora de Energia - SPE, que possui a participação da Eletronorte (30%) e CHESF (19,5%) tendo por objetivo

implementar e operar 4 subestações e uma linha de transmissão de 585 km (LT Oriximiná/Itacoatiara/Cariri). Nós prestamos

garantias com relação a dois empréstimos nesse projeto (BASA e BNDES).

g) IE Madeira - SPE Interligação Elétrica, com participação de FURNAS (24,5%) e CHESF (24,5%). Neste projeto, há uma

contragarantia nossa nos contratos de financiamento bancário, em garantia do empréstimo de curto prazo do BNDES,

limitada à participação de nossas controladas. Há também um empréstimo de curto prazo do BNDES, em que atuamos como

uma parte interveniente na proporção de nossas controladas interessadas na SPE.

h) UHE Belo Monte - SPE Norte Energia, com uma capacidade instalada de 11.233 MW, da CHESF (15%), Eletronorte

(19,98%) e Eletrobras (15%) além de outros parceiros. A prestação da nossa garantia em favor da SPE para as obrigações

pela seguradora J MALUCELLI, nos termos do contrato de seguro garantia. Nós também estamos envolvidos em um

contrato de empréstimo de curto prazo com o BNDES.

i) Angra III - nós somos fiadores para o financiamento da Eletronuclear com o BNDES, para construir o projeto corporativo da

UTN Angra III.

j) Norte Energia S.A. - Uma empresa de capital fechado e propósito específico com o objetivo de realizar todas as atividades

necessárias à implantação, manutenção e exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte). Detemos

49,98% do capital social da Norte Energia.

k) Teles Pires - empresa de propósito específico, com participação da Eletrosul (24,5%), Furnas (24,5%), Neoenergia (50,1%) e

Odebrecht Energia (0,9%). Ela tem uma potência instalada de 1.820 megawatts, suficiente para abastecer uma população de 5

milhões de habitantes.

l) Amazonas D - uma empresa de capital fechado, nossa subsidiária. Responsável pela prestação do serviço público de

distribuição de energia elétrica a 22 cidades do estado do Amazonas.

Nós não temos quaisquer outros acordos extrapatrimoniais que tenham ou razoavelmente tenham a probabilidade de ter um efeito

corrente ou futuro sobre sua condição financeira, receitas ou despesas, resultados de operações, liquidez, investimentos em bens de

capital ou recursos de capital outros que não as transações descritas acima.

F. Obrigações Contratuais

Descrevemos abaixo, em base consolidada, nossa dívida de longo prazo, obrigações de compra de longo prazo, obrigações de

arrendamento, dívida atuarial e obrigações pela baixa de ativos para os períodos apresentados:

Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro de 2016

2018 2019 2020 2021

2022 e além

(em milhões R$ )

Obrigações de dívidas de longo prazo 15.719 7.274 7.274 7.274 8.298

Obrigações de leasing 140 140 140 140 475

Benefícios pós-emprego 1.146 1.643 1.867 2.122 1.893

Descomissionamento da usina de energia nuclear (1) - - - - 2.090

Obrigações de aquisições 4.155 5.456 5.152 3.146 15.643

Geração 1.351 1.357 1.332 1.237 9.311

Transmissão - - - - - Distribuição 2.804 4.099 3.820 1.909 6.332

TOTAL 21.160 14.513 14.433 12.682 28.399

(1) Descomissionamento da usina de energia nuclear.

O descomissionamento da planta de energia nuclear refere-se à obrigação de desmobilização de ativos para essas usinas e os custos a

serem incorridos no final de suas vidas úteis.

127

Page 147: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Descomissionamento pode ser entendida como um conjunto de medidas tomadas para desativar com segurança uma usina nuclear,

reduzindo a radioatividade residual a níveis que permitam ao site da central ser classificado como de uso restrito ou uso não restrito.

ITEM 6. CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E FUNCIONÁRIOS

A. Conselho de Administração e Alta Administração

Somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto por até dez membros, e por nosso Conselho de Diretores

Executivos, que atualmente consiste de sete membros. Nosso Estatuto Social também prevê um Conselho Fiscal permanente, formado

por cinco membros efetivos e seus respectivos suplentes. Em conformidade com nosso Estatuto Social, todos os membros do nosso

Conselho de Administração, Conselho de Diretores Executivos e Conselho Fiscal devem ser cidadãos brasileiros.

Conselho de Administração

Os membros do nosso Conselho de Administração são eleitos em assembleia geral para um mandato de um ano, permitida a

reeleição. Como nosso acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de indicar sete membros do nosso Conselho de

Administração, dos quais seis são indicados pelo MME e um pelo Ministério do Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão. Os

acionistas minoritários têm o direito de eleger um membro, os detentores de ações preferenciais sem direitos de voto, representando no

mínimo dez por cento do nosso capital total têm o direito de eleger um membro e um conselheiro deverá ser eleito como representante

dos empregados da companhia. Atualmente, nosso Conselho de Administração é composto por nove membros. Um dos membros do

Conselho de Administração é nomeado como Presidente do Conselho. O endereço do nosso Conselho de Administração é Av.

Presidente Vargas, 409 13º andar - Rio de Janeiro.

Historicamente, nosso Conselho se reúne uma vez por mês e quando convocado pela maioria dos conselheiros ou pelo Presidente do

Conselho. Entre outras obrigações, o nosso Conselho de Administração é responsável por: (i) estabelecer nossas diretrizes comerciais;

(ii) determinar a organização corporativa de nossas controladas ou qualquer participação acionária nossa em outras pessoas jurídicas;

(iii) aprovar nossa celebração de qualquer contrato de empréstimo e determinar nossa política de financiamento; e (iv) aprovar

qualquer garantia em favor de qualquer de nossas controladas com relação a qualquer contrato de financiamento.

O quadro abaixo define os membros atuais do nosso Conselho de Administração e seus respectivos cargos. O mandato de cada

membro do nosso Conselho de Administração termina na próxima Assembleia de Acionistas Ordinária. Seis membros foram

nomeados pelo governo brasileiro, com exceção de Mozart de Siqueira Campos Araújo e José Paes Rangel, que foram nomeados por

nossos acionistas minoritários. Jailson José Medeiros Alves foi eleito representante dos nossos funcionários. Em 2 de agosto de 2016,

Jailson José Medeiros Alves foi substituído por Carlos Eduardo Rodrigues Pereira. Tendo em vista a falta de quórum mínimo em

nosso Estatuto Social, os detentores de ações preferenciais representando no mínimo dez por cento do nosso capital total não puderam

eleger um membro do Conselho de Administração na Assembleia de Acionistas Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016. Em

28 de abril de 2017, nossos acionistas elegeram novos membros do Conselho de Administração, que se juntarão à administração

mediante a execução dos instrumentos de investidura.

Nome Cargo

José Luiz Alqueres Presidente do Conselho

Wilson Pinto Ferreira Junior Conselheiro

Vicente Falconi Campos Conselheiro

Ana Paula Vitali Janes Vescovi Conselheiro

Elena Landau Conselheiro

Carlos Eduardo Rodrigues Pereira Conselheiro

Mozart de Siqueira Campos Araújo Conselheiro

Esteves Pedro Colnago Júnior Conselheiro

José Pais Rangel Conselheiro

José Luiz Alqueres - Membro do Conselho: O Sr. José Luiz Alqueres graduou-se em Engenharia pela Pontifícia Universidade Católica

do Rio de Janeiro in 1966. Subsequentemente, frequentou o curso de Ciências Sociais na IFCS-UFRJ, tendo feito cursos de pós-

graduação no Brasil, Estados Unidos e França. Foi professor na PUC-Rio, FAU-UFRJ, IBMEC e FGV. Foi Secretário Nacional de

Energia em 1992. Foi CEO da CERJ, Eletrobras, Alstom do Brasil, MDU do Brasil, Light Serviços de Eletricidade S.A. Trabalhou

também no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, tendo também exercido o cargo de diretor do

BNDESPAR e do Banco Bozano Simonsen, além de ser membro de diversos conselhos de administração de companhias como a

Calyon-Credit Lyonnais, FIP-Pactual, Rio Bravo e grandes companhias do setor de energia, tais como, Itaipu, Furnas, Chesf,

Eletrosul, Eletronuclear, Cesp, CEMIG, EDP, CPFL, entre outras. Atualmente é sócio e diretor da JLA - JL Alquéres Consultores

Associados Ltda., Rio Bravo Investimento.

128

Page 148: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Wilson Pinto Ferreira Junior - Membro do Conselho: O Sr. Wilson Pinto Ferreira Junior graduou-se em Engenharia Elétrica pela

Escola de Engenharia da Universidade Mackenzie em 1981, bem como em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências

Econômicas, Contábeis e Administrativas da Universidade Mackenzie in 1983. Subsequentemente, fez Mestrado em Energia na

Universidade de São Paulo (USP), bem como diversas especializações, entre a quais Engenharia da Segurança do Trabalho

(Universidade Mackenzie), Marketing (Fundação Getúlio Vargas) e Eletricidade Administração da Distribuição de Energia (Swedish

Power Co.). Na Empresa Energética de São Paulo (Cesp) ocupou diversos cargos, inclusive de Diretor de Distribuição (1995 a 1998).

Foi Diretor Executivo da RGE de 1998 a 2000, presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A. de 2000 a 2001

e Diretor Executivo da CPFL Paulista entre 2000 e 2002. Em 2002, também foi nomeado Diretor Executivo da CPFL Energia, cargo

que ocupou até 2016. Também atuou como Presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica- Abradee entre

os anos de 2009 e 2010. Ele é presidente do conselho de administração de Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul.

Vicente Falconi Campos - Membro do Conselho: O Sr. Vicente Falconi Campos graduou-se em Engenharia pela Universidade Federal

de Minas Gerais (UFMG) em 1963, obtendo diplomas de Mestrado e Doutorado em Engenharia pela Escola de Minas do Colorado,

EUA, em 1968 e 1971. Fundador e presidente do conselho de administração da FALCONI - Consultores de Resultados, a maior

empresa de consultoria empresarial no Brasil. É membro do Conselho de Administração da AmBev, Grupo Gerdau, Vale, Amil

(“United Health”), Petrobras, B2W, entre outros. É professor emérito da UFMG. Foi-lhe concedida a Medalha da Ordem de Rio

Branco pelos serviços prestados à nação. Escolhido pela Empresa Americana para o Controle de Qualidade como uma das “21 vozes

do século 21”. Trabalhou na JUSE - União de Cientistas e Engenheiros Japoneses.

Ana Paula Vitali Janes Vescovi - Membro do Conselho: A Sra. Ana Paula Vitali Janes graduou-se em Economia pela Universidade

Federal do Espírito Santo, com Mestrado em Economia do Setor Público pela Universidade de Brasília (2001) e Mestrado em

Administração Pública pela Escola Brasileira de Administração Pública da Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro - FGV/RJ.

Entre 2007 e 2010 foi presidente do Instituto Jones dos Santos Neves e Secretária do Estado do Espírito Santo. Entre 2010 e 2014 foi

assistente do Senador Ricardo Ferraço. Entre 2015 e 2016 foi Secretária de Finanças do Estado do Espírito Santo, sendo atualmente

Secretária do Tesouro Nacional.

Elena Landau - Membro do Conselho: A Sra. Elena Landau graduou-se em Economia pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de

Janeiro (PUC-RIO) em 1976, tendo feito Mestrado em Economia na PUC-RIO em 1982. Além disso, é advogada formada pela PUC-

RIO em 2006, com certificado de pós-graduação em Direito Societário e Mercados de Capital da Fundação Getúlio Vargas FGV/RJ

(2003), bem como um “Curso Breve sobre Regulamentação” da London School of Economics (2008). Desde 2007 é sócia no

escritório de advocacia de Sérgio Bermudes. Entre 2010 e 2011 foi vice-presidente da Comissão de Energia Elétrica da Ordem dos

Advogados do Estado do Rio de Janeiro (OAB/RJ) e entre 2007 e 2011 foi Coordenadora do Comitê Legal Regulatório da ABCE -

Associação Brasileira de Empresas de Energia Elétrica. Desde 2010 tornou-se advogada geral da ABCE. Além disso, ocupou diversos

cargos de liderança nas iniciativas pública e privada, tais como Diretora Gerente do Bear Stearns Investment Bank no Brasil, diretora

do BNDES, responsável pelo Programa Nacional de Desestatização, Assessora Especial do CEO do BNDES, Subchefe do

Departamento Econômico da Confederação Nacional da Indústria. Ela também é membro do conselho de administração da Comgas.

Carlos Eduardo Rodrigues Pereira - Membro do Conselho: O Sr. Carlos Eduardo Rodrigues Pereria graduou-se em engenharia

elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), tendo Mestrado em engenharia da eletricidade da COPPE/UFRJ (com

ênfase em Transientes Eletromagnéticos). Tem um MBA em Economia e Gerenciamento de Energia da COPPEAD/UFRJ, um

certificado do IBGC sobre Formação de Membros de Conselhos de Administração, um certificado sobre Regras Contábeis

Internacionais do FIPECAFI e um certificado sobre Regulamentação da FGV. No início da sua carreira na indústria de energia,

trabalhou no Escritório de Gerenciamento de Transmissão da ONS, a Operadora do Sistema Nacional, onde permaneceu de 2003 a

2004. Também trabalhou entre 2006 e 2010 nos laboratórios do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), no então

denominado Departamento de Linhas e Estações, em pesquisas relacionadas à área de alta-tensão. Em 2010, entrou para a Eletrobras

para trabalhar na Divisão de Estudos de Planejamento de Transmissões. Em 2015, começou a trabalhar no Escritório de Assessoria

para Gestão de Regulamentação e Relações Institucionais, no qual permanece até esta data.

Mozart Siqueira Campos Araújo - Membro do Conselho: Mozart de Siqueira Campos Araújo fez mestrado em engenharia elétrica na

Universidade de Pernambuco (UPE) em 1976, com Doutorado em eletro tecnologia no Instituto National Polytechnique de Grenoble,

França, em 1979. Também é professor associado desde 1996 do curso de graduação de engenharia elétrica na UPE, bem como um

executivo da Itamarati Norte S.A. - Agropecuária (companhia de Energia/Investimentos do grupo Brennand). Desde 2005 é presidente

do conselho de administração da ABAGEL - Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa.

Esteves Pedro Colnago Júnior - O Sr. Esteves Pedro Colnago Júnior graduou-se em Economia pela Universidade de Brasília em 1996,

tendo Mestrado em Ciências Econômicas pela Universidade de Brasília (2004). Além disso, obteve um certificado de pós-graduação

em Contabilidade Pública, também pela Universidade de Brasília, em 2000. Desde 1998 é analista do Banco

129

Page 149: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Banco do Brasil. Além disso, foi Coordenador Geral da Secretaria de Política Econômica do Ministério das Finanças entre 2005 e

2011, bem como Diretor de Programas da Secretaria Executiva do Ministério das Finanças entre 2011 e 2015. Em 2015 ocupou os

cargos de Diretor de Programas e Vice-Secretário Executivo para a Secretaria Executiva do Ministério do Planejamento, Orçamento e

Administração, cargo que atualmente ocupa. Esteves Colnago Júnior é membro do conselho de administração do Instituto de

Resseguros do Brasil (IRB), tendo sido presidente do Conselho de Recursos do Sistema Financeiro Nacional (CRSFN) e professor do

Instituto de Ensino Superior de Brasília (IESB).

José Pais Rangel - O Sr. José Pais Rangel é advogado com larga experiência em empresas de capital aberto, tendo exercido os

seguintes cargos no Banco Central do Brasil: Inspetor de Mercados de Capital, Supervisor de Inspeção de Mercados de Capital, Chefe

Regional de Inspeção de Mercados de Capital, Chefe do Departamento da Dívida Pública, Gerente de Operações de Mercado,

Coordenador de Projetos e responsável pela implementação do sistema SELIC no Mercado Financeiro Brasileiro, Fundador e membro

do Conselho de Curadores da CENTRUS - Fundação Banco Central de Previdência Privada, Coordenador do Programa de

Privatização de companhias controladas pelo Banco Central do Brasil, Presidente do conselho de administração da Cia. América

Fabril, membro do conselho de administração da Cia. Fábrica de Tecidos Dona Isabel, Assessor da Presidência da República - SEPLAN/Comitê Especial de Privatização, Diretor Executivo da Cia. Nacional de Tecidos Nova América, e liquidante das seguintes

companhias estatais: DIGIBRÁS (Empresa Digital Brasileira S.A.), DIGIDATA (Eletrônica S.A.) e PROEL (Processos Eletrônicos

Ltda.). Atualmente ocupa os seguintes cargos: Vice-presidente do Banco Clássico S.A., membro do conselho de administração da

Empresa Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG, membro do conselho de administração da Tractebel Energia S.A., membro do

conselho de administração da Kepler Weber S.A. e membro do conselho de administração da Cia. Energética de Minas Gerais - CEMIG (todas companhias estatais). Ele é um Gerente de Fundos de Investimento devidamente autorizado pela CVM.

Conselho de Diretores Executivos

Nosso Conselho de Diretores Executivos é formado atualmente por sete membros nomeados por nosso Conselho de Administração

para um mandato unificado de três anos, permitida reeleição. Historicamente, nosso Conselho de Diretores Executivos se reúne

semanalmente, ou quando convocado pela maioria dos diretores ou pelo Diretor Executivo. Nosso Conselho de Diretores Executivos

determina nossa política comercial geral, sendo responsável por todas as questões relacionadas ao nosso gerenciamento e operações

rotineiras, sendo o órgão controlador mais alto com relação à execução de nossas diretrizes. Não temos controle sobre a nomeação de

nossos diretores, porque todas essas nomeações são feitas por nosso conselho de administração. O endereço do nosso Conselho de

Diretores Executivos é Av. Presidente Vargas, 409 13º andar - Rio de Janeiro.

Os membros do nosso Conselho de Diretores Executivos atual foram nomeados pelo nosso Conselho de Administração e seus nomes e

cargos encontram-se listados abaixo:

Nome Cargo

Wilson Pinto Ferreira Junior Diretor Presidente

Armando Casado de Araújo Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor

Carlos Eduardo Gonzalez Baldi Diretor de Geração

Alexandre Vaghi de Arruda Aniz Diretor Administrativo e Jurídico

Luiz Henrique Hamann Diretor de Distribuição

José Antonio Muniz Lopes Diretor de Transmissão

Lucia Maria Martins Casasanta Diretor de Conformidade

Sr. Wilson Pinto Ferreira Junior - Diretor Executivo: Ver “ - Conselho de Administração.”

Sr. Armando Casado de Araújo - Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores: O Sr. Araújo tem mais de 30 anos de

experiência no setor de energia elétrica nacional. Ele trabalhou para a Eletronorte como Superintendente de Orçamento,

Superintendente Financeiro e Assistente do Diretor Financeiro desde 1977. tendo sido depois nomeado Presidente da Integração

Transmissão de Energia S.A. Trabalhou na Eletrobras desde junho de 2008 quando se tornou assistente e substituto do Diretor

Financeiro. Foi nomeado Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores em 30 de março de 2010. O Sr. Araújo graduou-

se em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Exatas, Administrativas e Sociais de Brasília, tendo concluído diversos

cursos de pós-graduação em Finanças. É membro do conselho de administração da Chesf e CGTEE.

Sr. Carlos Eduardo Gonzalez Baldi - Diretor de Geração: O Sr. Carlos Eduardo Gonzalez Baldi é Engenheiro Mecânico, tendo se

graduado pela Universidade Federal Fluminense (UFF) em 1988. Tem diploma de pós-graduação em Mecânica dos Sólidos na

Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC/RJ) obtido em 1994 e especialização em Engenharia de Soldagem na

German Welding Association - DSV Mannheim GmbH, obtido em 1995. Também tem Mestrado em Administração de Empresas pela

Fundação Getúlio Vargas (2005), e atualmente está se diplomando em Lei Societária na Fundação Getúlio Vargas. Desde 2010 é sócio

e diretor da HLCE - Consultoria e Assessoria Empresarial Ltda. Entre 2011 e 2012 foi Diretor Executivo do Projeto do Porto de

Pecém na Energia Pecém. Ele também é atualmente o Diretor Executivo da VLT Carioca.

130

Page 150: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Sr. Alexandre Vaghi de Arruda Aniz - Diretor Administrativo e Jurídico: O Sr. Aniz é advogado, graduado pela Universidade

Mackenzie e especializado em Imposto de Renda da Pessoa Jurídica pela Apet. Foi vice-presidente e presidente em exercício da Junta

Comercial do Estado de São Paulo. No setor privado, foi CEO e presidente do Conselho de Administração da 3e Energia e

Participações S.A. Foi assistente do deputado Samuel Moreira, e chefe de gabinete do deputado. Ele também é presidente do conselho

de administração da Eletropar e membro do conselho de administração da Eletronet.

Luiz Henrique Hamann - Diretor de Distribuição: Luiz Henrique Hamann é Administrador de Empresas graduado pela Faculdade

Católica de Ciências Humanas/DF, tendo um MBA em Administração de Empresas da Fundação Dom Cabral. Entre 2011 e 2013, e

também entre 2015 e 2016, o Sr. Luiz Henrique Hamann foi Assistente do Diretor Financeiro e de Relações com os Investidores da

Eletrobras. Entre 2013 e 2015, foi Diretor Executivo da Empresa Energética de Roraima (CERR).

Sr. José Antonio Muniz Lopes - Diretor de Transmissão: O Sr. Lopes foi nomeado Diretor Executivo da Eletrobras em 6 de março de

2008. Em 4 de março de 2008, na Assembleia Extraordinária de Acionistas, ele foi eleito membro do nosso Conselho de

Administração. O Sr. Lopes ocupou diversos cargos executivos em companhias do grupo Eletrobras, tais como, Diretor Executivo e

Diretor de Planejamento e Engenharia da Eletronorte, respectivamente, de 1996 a 2003 e 1989 a 1990, Diretor Executivo, Diretor

Superintendente e Diretor Financeiro da Chesf de 1992 a 1994 e Diretor Executivo da Eletrobras de março de 2008 a fevereiro de

2011. O Sr. Lopes foi também Diretor Suplente do Departamento Nacional de Desenvolvimento da Energia - DNDE do MME, onde

também atuou como Secretário Executivo. O Sr. Lopes graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de

Pernambuco. Ele é especialista no setor de eletricidade brasileiro, no qual trabalhou por mais de 30 anos.

Sra. Lucia Maria Martins Casasanta - Diretora de Conformidade: A Sra. Lucia Maria Martins Casasanta é Economista graduada pela

Universidade Federal de Minas Gerais em 1983, sendo Contadora graduada pela Universidade Santa Úrsula, no Rio de Janeiro, em

1993. Ela também é mestre em Administração de Empresas pelo IBMEC RJ, em 2016, e pós-graduada em Gestão Financeira pela

Fundação Dom Cabral, em 1984. Sua experiência profissional inclui 30 anos trabalhando em cargos de Auditoria & Gerenciamento

de Risco, dos quais 13 anos como Sócia. Entre 1984 e 2002 atuou como auditora na Arthur Andersen, ocupando cargos de trainee à

sócia. De 2002 a 2013 atuou como sócia de Auditoria e Gerenciamento de Risco na Deloitte. É também coordenadora da unidade do

Rio de Janeiro do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e membro do Comitê de Conformidade da Brazilian Fast

Food Corp. - BFFC.

B. Remuneração

A remuneração do nosso Conselho de Administração, Conselho de Diretores Executivos e Conselho Fiscal é determinada por nossos

acionistas na Assembleia Ordinária de Acionistas realizada nos primeiros quatro meses do exercício financeiro. Essa remuneração

poderá também incluir um valor referente à participação nos lucros, a critério de nossos acionistas.

Para o ano de 2016, 2015 e 2014, a remuneração consolidada agregada paga a nossos Conselheiros, Diretores e membros do Conselho

Fiscal (exceto aquela paga por Itaipu) foi de R$ 52,3 milhões, R$ 42,8 milhões e R$ 35,9 milhões, respectivamente.

C. Práticas do Conselho

Contratos de Prestação de Serviços

Não temos nenhum contrato de prestação de serviços com qualquer membro do nosso Conselho de Administração, Conselho de

Diretores Executivos ou Conselho Fiscal.

Conselho Fiscal

Nosso Conselho Fiscal é estabelecido em base permanente e consiste de cinco membros e cinco suplentes eleitos na assembleia anual

de acionistas por mandatos renováveis de um ano. O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três dos membros do nosso Conselho

Fiscal e, tanto os acionistas minoritários quanto os detentores de nossas ações preferenciais sem direitos de voto têm o direito de

nomear um membro cada. O Conselho Fiscal foi adaptado em 2006 para cumprir as exigências da Lei Sarbanes-Oxley e ele funciona

como um Comitê de Auditoria.

Adicionalmente, o Conselho Fiscal fiscaliza a administração para assegurar o cumprimento com nosso Estatuto e obrigações dos

documentos constitutivos.

Page 151: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os atuais membros do nosso Conselho Fiscal em 31 de dezembro de 2016, descritos no quadro abaixo e respectivos suplentes foram

eleitos durante a assembleia geral de acionistas realizada em 29 de abril de 2016 e na qual elegemos cinco membros e respectivos

suplentes para o Conselho Fiscal. Seus mandatos deverão terminar no final da assembleia de acionistas ordinária programada para 2017.

As reuniões ocorrem mensalmente, embora, as reuniões também possam ocorrer em base ad hoc sempre que convocado pelo

Presidente do Conselho.

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Page 152: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Membro Suplente

Eduardo Cesar Pasa David Meister

Agnes Maria de Aragão da Costa Leila Przytyk

Luis Felipe Vital Nunes Pereira Fabiana Magalhães Almeida Rodopoulos

Ronaldo Dias João Gustavo Specialski Silveira

Aloisio Macario Ferreira de Souza Patrícia Valente Stierli

D. Empregados

Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos (excluindo Itaipu) um total de 23.190 empregados assalariados em comparação com 22.205

empregados em 31 de dezembro de 2015 e 22.215 em 31 de dezembro de 2014. A Eletrobras, como holding, excluindo Itaipu e outras

subsidiárias, tinha 982 empregados em 31 de dezembro de 2016.

Como uma companhia de capital misto, não podemos contratar empregados sem um concurso público. Um concurso público significa

colocar editais na imprensa brasileira para os cargos em aberto e convidar os candidatos a fazerem um exame. O último concurso

público na holding foi realizado em 2010, sendo que como resultado deste contratamos aproximadamente 35 novos

empregados. Durante o ano de 2016, a CEAL, a CEPISA e a Boa Vista Energia realizaram concurso público para atender ao Termo de

Ajuste de Conduta. Os concursos públicos para Eletronuclear e Eletrosul foram aprovados e Furnas tem um concurso público válido

em curso. No total, contratamos 1.137 novos funcionários em 2016

O quadro abaixo estabelece o número de empregados contratados pelas nossas companhias nos períodos indicados:

Número de Funcionários Terceirizados em

31 de Dezembro de

Subsidiária 2016 2015

Eletronorte 0 362

Furnas 1.070 1.178

Total 1.070 1.540

O acordo de negociação coletiva abrange todas as controladas da Eletrobras e seu objetivo é unificar procedimentos e políticas

fazendo com que todas as negociações com os representantes dos empregados ocorram ao mesmo tempo.

Estas negociações são realizadas em nível nacional com representantes de diversos sindicatos e associações, tais como: Federação

Nacional dos Urbanitários; Federação Nacional dos Engenheiros; Federação Nacional dos Trabalhadores em Energia, Água e Meio

Ambiente; Federação Nacional dos Administradores; Federação Interestadual do Sindicato de Engenheiros; Federação Nacional dos

Técnicos Industriais; Federação Regional dos Urbanitários do Nordeste; Federação Nacional das Secretárias e Secretários;

Sindicato Nacional dos Advogados e Procuradores de Empresas Estatais; e Sindicatos dos Urbanitários de Alagoas, Rio de Janeiro,

Distrito Federal, Amapá, Rondônia, Roraima, Maranhão, Amazonas, Mato Grosso, entre outras. Existem 86 sindicatos distribuídos

por estas Federações, e a Federação Nacional dos Urbanistas - FNU e a Federação Nacional dos Trabalhadores em Energia, Água e

Meio Ambiente - FENATEMA representam 85% dos sindicatos.

Durante o processo de negociação do acordo coletivo nacional em 2016, os sindicatos entraram em greve por tempo indeterminado e

as Empresas Eletrobras protocolaram uma negociação coletiva para a greve no Tribunal Superior do Trabalho (TST). O acordo

coletivo 2016/2018, que abrange a totalidade dos funcionários das empresas da Eletrobras, já foi concluído com a mediação do

Tribunal.

As disposições of the acordo coletivo de trabalho previamente existente foram renovadas, com a substituição do IPCA pelo the

Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE, tendo os seguintes resultados:

(i) 5% do ajuste retroativo a 1º de maio de 2016, com pagamento efetuado na folha de pagamento de julho de 2016;

(ii) 9,28% aplicado ao vencimento-base de 30 de abril de 2016, com pagamento efetuado em 15 de setembro de 2016; e

(iii) para o segundo ano do acordo coletivo nacional 2016/2018, o ajuste corresponde à taxa plena do IPCA relativo ao período entre 1º

de maio de 2016 e 30 de abril de 2017, entrando em vigor em 1º de maio de 2017, para os funcionários com contratos de trabalho

válidos nesta data.

132

Page 153: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

E. Titularidade nas Ações

Em 31 de dezembro de 2016, nenhum dos membros do Conselho Fiscal detinha nossas ações. Os quadros abaixo demonstram a atual

titularidade de nossas ações pelos membros do nosso Conselho de Administração e Conselho de Diretores Executivos:

Conselho de Administração

Nome

Número de Ações

Preferenciais

Detidas

Número de Ações

Ordinárias Detidas

José Luiz Alqueres - - Wilson Pinto Ferreira Junior - - Vicente Falconi Campos 2.260.800 (1) - Ana Paula Vitali Janes Vescovi - - Elena Landau - - Esteves Pedro Colnago Júnior - - Carlos Eduardo Rodrigues Pereira - - José Pais Rangel 56.000 32.000

Mozart de Siqueira Campos Araújo - -

(1) Através do fundo exclusivo Star Tours.

Conselho de Diretores Executivos

Nome

Número de Ações

Preferenciais Detidas

Número de Ações

Ordinárias Detidas

Wilson Pinto Ferreira Junior - - Armando Casado de Araújo - - Carlos Eduardo Gonzalez Baldi - - Alexandre Vaghi de Arruda Aniz - - Luiz Henrique Hamann - - José Antonio Muniz Lopes - 1

Lucia Maria Martins Casasanta - -

ITEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A. Acionistas Majoritários

Em 31 de dezembro de 2016, o valor agregado de nosso capital em ações em circulação era de R$ 31.305 milhões, consistindo de

1.087.050.297 ações ordinárias em circulação, juntamente com 146.920 ações preferenciais classe “A” em circulação e 265.436.883

ações preferenciais classe “B” em circulação. Isto representava 80,3%, 0,01% e 19,6% do nosso capital em ações agregado em

circulação, respectivamente.

Em 31 de dezembro de 2015, o valor agregado de nosso capital em ações em circulação era de R$ 31.305 milhões, consistindo de

1.087.050.297 ações ordinárias em circulação, juntamente com 146.920 ações preferenciais classe “A” em circulação e 265.436.883

ações preferenciais classe “B” em circulação. Isto representava 80,3%, 0,01% e 19,6% do nosso capital em ações agregado em

circulação, respectivamente.

Os quadros seguintes mostram informações relacionadas à titularidade usufrutuária de nossas ações ordinárias e preferenciais em 31

de dezembro de 2016 e 31 de dezembro de 2015:

133

Page 154: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 31 de dezembro de 2016

Preferenciais Classe

A Preferenciais Classe B

Acionista Ações ordinárias Ações Ações Total

(número) % (número) % (número) % (número) %

Governo Brasileiro 554.395.652 51 % 1.544 0 % 554.397.196 41 % BNDES Participações S.A. 141.757.951 13 % 18.691.102 7 % 160.449.053 12 %

BNDES 74.545.264 7 % 18.262.671 7 % 92.807.935 7 %

FND 45.621.589 4 % 0 % 45.621.589 3 % FGHAB 1.000.000 0 % 0 % 1.000.000 0 %

CEF 2.722.864 0 % 0 % 2.722.864 0 %

Outros 267.006.977 25 % 146.920 100,00 % 228.481.566 86 % 495.635.463 37 % Sob a Custódia da BM&FBOVESPA 265.466.269 24 % 81.492 55,47 % 209.002.148 79 % 474.549.909 35 %

Residente 135.209.344 12 % 81.491 55,47 % 78.955.135 30 % 214.245.970 16 %

Não Residente 99.806.957 9 % 1 0,00 % 113.291.398 43 % 213.098.356 16 % J.P. Morgan Chase Bank. 30.449.968 3 % 0 0,00 % 16.755.615 6 % 47.205.583 3 %

Outros 1.540.708 0 % 65.428 44,53 % 19.479.418 7 % 21.085.554 2 %

Residente 1.540.462 0 % 65.401 44,51 % 19.479.205 7 % 21.085.068 2 % Não Residente 246 0 % 27 0,02 % 213 0 % 486 0 %

Total 1.087.050.297 100 % 146.920 100 % 265.436.883 100 % 1.352.634.100 100 %

Em 31 de dezembro de 2015

Acionista Ações ordinárias

Ações Preferenciais Classe A

Ações Preferenciais Classe B Total

(número) % (número) % (número) % (número) %

Governo Brasileiro 554.395.652 51,00 % 1.544 0,00 % 554.397.196 40,99 %

BNDES Participações S.A. 141.757.951 13,04 % 18.691.102 7,04 % 160.449.053 11,86 % BNDES 74.545.264 6,86 % 18.262.671 6,88 % 92.807.935 6,86 %

FND 45.621.589 4,20 % 0,00 % 45.621.589 3,37 %

FGHAB 1.000.000 0,09 % 0,00 % 1.000.000 0,07 % CEF 8.701.564 0,80 % 0,00 % 8.701.564 0,64 %

FGI 0,00 % 8.750.000 3,30 % 8.750.000 0,65 %

Outros 261.028.277 24,01 % 146.920 100,00 % 219.731.566 82,78 % 480.906.763 35,55 % Sob a Custódia da BM&FBOVESPA 259.494.572 23,87 % 81.384 55,39 % 206.903.805 77,95 % 466.479.761 34,49 %

Residente 124.893.621 11,49 % 81.383 55,39 % 90.516.497 34,10 % 215.491.501 15,93 % Não Residente 53.229.265 4,90 % 1 0,00 % 95.124.435 35,84 % 148.353.701 10,97 %

J.P. Morgan Chase Bank 81.371.686 7,49 % 0,00 % 21.262.873 8,01 % 102.634.559 7,59 %

Outros 1.533.705 0,14 % 65.536 44,61 % 12.827.761 4,83 % 14.427.002 1,07 % Residente 1.533.459 0,14 % 65.509 44,59 % 12.827.548 4,83 % 14.426.516 1,07 %

Não Residente 246 0,00 % 27 0,02 % 213 0,00 % 486 0,00 %

Total 1.087.050.297 100 % 146.920 100 % 265.436.883 100 % 1.352.634.100 100 %

B. Transações com Partes Relacionadas

Administramos certos fundos, incluindo o fundo RGR, Conta CCC e Conta CDE, em nome do Governo Brasileiro, nosso acionista

controlador. De acordo com a Medida Provisória N. 735, a partir de maio de 2017 os fundos serão transferidos para a CCEE.

Algumas vezes agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão

principalmente nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Em 2000, nosso Conselho de Administração aprovou a

celebração de um Acordo de Cooperação Técnica e Financeira entre nossa companhia e o MME, para que possamos conduzir estudos

de viabilidade em relação à base hidrográfica do Brasil, com a finalidade de identificar potenciais locais para a futura construção de

usinas hidroelétricas.

134

Page 155: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, também fizemos uma série de empréstimos a nossas controladas. Para mais detalhes, ver a descrição no “Item 4. B,

Informações sobre a Empresa - Visão Global do Negócio - Atividades de Empréstimo e Financiamento - Empréstimos Feitos por

Nós.”

Acreditamos que nossas transações com partes relacionadas são conduzidas em termos do mercado.

Para mais informações, ver a nota 45 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.

C. Participações de Especialistas e Advogado

Não aplicável.

ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

A. Demonstrações financeiras Consolidadas e Outras Informações

Ver o “Item 18. Demonstrações financeiras Consolidadas.”

Contencioso

Em 31 de dezembro de 2016, fomos parte de diversos processos judiciais relacionados a demandas civis, administrativas, ambientais,

trabalhistas e fiscais apresentadas contra nós. Essas demandas envolvem valores monetários substanciais e outros recursos. Algumas

vezes agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão

principalmente nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Estabelecemos provisões para todos os valores em

conflito, considerando que, nesses casos, onde haja uma obrigação presente (judicial ou implícita) como resultado de um evento

anterior, sendo provável (mais provável do que não) que haja uma saída de recursos que incorporam benefícios econômicos para

liquidar a referida obrigação e o valor para liquidar a obrigação possa ser estimado com segurança. Em 31 de dezembro de 2016,

provisionamos um valor global total de aproximadamente R$ 20.729 milhões com relação aos nossos processos judiciais, dos quais

R$ 591 milhões estavam relacionados às demandas fiscais, R$ 18.730 milhões estavam relacionados às demandas civis, e

R$ 1.409 milhões estavam relacionados às demandas trabalhistas.

Reclamações de ação - Class Action

Entre 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós

e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de

2015, essas ações foram consolidadas e o Tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a Cidade de Providence.

Os requerentes protocolaram uma reclamação aditada consolidada em 8 de dezembro de 2015 alegadamente em nome de investidores

que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos entre 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2015, e protocolaram uma

segunda reclamação aditada em 26 de fevereiro de 2016.

A segunda reclamação aditada alega, dentre outras coisas, que nós e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a fraude

alegada cometida contra nós por um cartel de empreiteiras, bem como subornos e propinas alegadamente solicitados e recebidos pelos

nossos empregados; que nós e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à fraude alegada; e que o

preço das nossas ações declinou quando a fraude alegada foi divulgada.

Os requerentes não especificaram o valor de indenização que estavam buscando, embora o valor, quando especificado, pudesse ser

relevante para nós. Em 15 de abril de 2016, apresentamos uma proposta para rejeitar a segunda acusação alterada, que foi plenamente

elaborado e então apresentado ao Tribunal em 17 de junho de 2016.

Em 27 de março de 2017, o Tribunal emitiu uma decisão que concedeu em parte, e negou em parte, o pedido dos nossos advogados de

rejeitar a segunda queixa alterada. Todas as queixas contra José Antonio Muniz Lopes, nosso ex-CEO, foram improcedentes, assim

como as queixas de responsabilidade contra José da Costa Carvalho Neto, nosso ex-CEO, e Armando Casado de Araújo, atual Diretor

Financeiro, de acordo com a Seção 10(b) da Lei de Valores Mobiliários e Regra 10b-5(a) e (c), promulgadas ao abrigo desta. A moção

de dispensa foi de outra forma negada quanto aos créditos restantes. A decisão não cria nenhuma obrigação financeira para nós, e o

caso passará agora para as fases de certificação e descoberta de classe. O prazo para responder à segunda queixa alterada atualmente é

5 de maio de 2017. Essas ações judicias, se decididas contra nós, podem ter um efeito prejudicial grave sobre a nossa posição

financeira consolidada, resultados de operações e fluxos de caixa no futuro.

135

Page 156: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Processos Penais

Com relação aos processos penais envolvendo os ex-funcionários da Eletronuclear, nós estamos cooperando com o processo, o que faz

com que recebamos acesso aos documentos judiciais e nos permite questionar testemunhas e corréus.

Processos Trabalhistas

Em 31 de dezembro de 2016, fomos parte de um número de processos trabalhistas instaurados pelos nossos funcionários, ex-funcionários

e funcionários de algumas de nossas prestadoras de serviço contra nós, envolvendo um valor total de R$ 1.409 milhão. A maioria desses

processos se relaciona a remuneração por horas-extras e seus efeitos indiretos, igualdade salarial, pagamentos de previdência e de valores

rescisórios. Embora sejamos parte de um número significativo de processos trabalhistas, acreditamos que nenhum desses processos,

quando considerados individualmente, poderia prejudicar os nossos resultados operacionais ou a nossa condição financeira.

A respeito das tentativas sucessivas do Governo Brasileiro de frear as altas taxas de inflação do Brasil, as empresas brasileiras foram,

no passado, exigidas por lei a desconsiderar, em cada ano, parte da inflação do referido ano ao calcular os aumentos salariais aos seus

funcionários. Assim como a maioria das outras empresas brasileiras, fomos réus de ações judiciais instauradas contra nós perante

tribunais trabalhistas por sindicatos ou funcionários pessoas físicas buscando compensação por perdas salariais resultantes da

implementação dos planos anti-inflação do Governo Brasileiro, especialmente: (i) o plano implementado em 1987 pelo então Ministro

da Fazenda, Luiz Carlos Bresser Pereira (o Plano Bresser); (ii) o plano implementado no início de 1989 (o Plano Verão); e (iii) o plano

implementado em 1990 pelo então Presidente, Fernando Collor de Melo (o Plano Collor). Algumas das ações judiciais coletivas

instauradas contra nós com relação a esses planos foram decididas definitivamente pelo Supremo Tribunal Federal em nosso favor.

O Sindicato dos Trabalhadores das Indústrias Urbanas do Estado de Alagoas, na qualidade de substituto processual, instaurou uma

ação trabalhista em favor dos funcionários da Ceal que estão buscando supostas diferenças salariais em razão da implementação do

Plano Bresser. A ação judicial está atualmente em estágio de execução para ratificar os cálculos da primeira instância no valor de

R$ 722 milhões. Os valores foram contestados pela CEAL por dois argumentos: um restrito à data de referência e o outro contestando

os valores apresentados pelo Sindicato sem restrição à data de referência. Se a restrição à data de referência for aceita, os cálculos

serão reduzidos para R$ 3,4 milhões e o valor acumulado pela CEAL e avaliado pelos advogados como sendo mais suscetível de

restringir uma perda à data de referência. O 5º Painel do Superior Tribunal Trabalhista iniciou a sentença da apelação discutindo a

necessidade de examinar os argumentos pré-execução. O juiz relator, Juiz Emmanoel Pereira, e a Juíza Maria Helena Mallmann

votaram pelo indeferimento da apelação. O processo está atualmente sendo analisado pelo juiz Caputo Bastos. Em 31 de dezembro de

2016, reconhecemos uma provisão de R$ 11,1 milhões em nossas demonstrações financeiras consolidadas.

Empréstimos compulsórios

De acordo com a Lei Nº 4.156 de 28 de novembro de 1962, determinados usuários finais de eletricidade foram obrigados a fazer

“empréstimos compulsórios” para nós (por meio de cobranças por distribuidores), a fim de fornecer recursos para o desenvolvimento

do setor de eletricidade. Os clientes industriais consumindo mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês foram obrigados a pagar um

valor equivalente a 32,5% de cada fatura de eletricidade para nós, na forma de um empréstimocompulsórios, o qual foi amortizado por

nós em 20 anos de saques parcelados. Os juros sobre os empréstimos compulsórios se acumulam de acordo com o IPCA - E, mais

6,0% ao ano. A Lei Nº 7.181 de 20 de dezembro de 1983 estendeu o programa de empréstimo compulsório até 31 de dezembro de

1993 e estabeleceu que esses empréstimos poderão, sujeitos à aprovação dos acionistas, ser amortizados por nós na forma de uma

emissão de ações preferenciais ao valor contábil, ao invés de valores monetários.

Disponibilizados aos clientes qualificados, mediante a primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo compulsório

aproximadamente 42,5 bilhões ações de preferenciais classe “B”, e mediante a terceira conversão de créditos do empréstimo

obrigatório, cerca de 27,2 bilhões de ações preferenciais classe “B”. Além disso, os nossos acionistas aprovaram, em 30 de abril de

2008, a emissão de ações preferenciais adicionais para clientes qualificados, ao valor contábil, na amortização dos nossos empréstimos

obrigatórios restantes. Se ações adicionais forem emitidas futuramente e o valor contábil dessas ações for inferior ao valor de mercado

dessas, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição. Em 31 de dezembro de 2008, registramos

aproximadamente R$ 215 milhões para dívidas de empréstimos compulsório s que ainda não haviam sido convertidas, o que, a

qualquer momento, por decisão dos nossos acionistas, pode ser devolvido aos clientes industriais, por meio da emissão de ações

preferenciais classe “B”, em conformidade com os processos descritos acima.

Em 31 de dezembro de 2016, havia 5.047 ações judiciais pendentes instauradas por clientes contra nós, questionando correções

monetárias, inflação discreta e cálculos de juros relacionados à amortização dos empréstimoscompulsórios. Dessas ações judiciais,

1.954 foram decididas contra nós e estão atualmente em fase de execução. O valor total envolvido nessas ações judiciais é não

ajustado por correção monetária e exigiu que uma avaliação especializada fosse estimada com precisão. No decurso dos processos de

execução, fomos obrigado a penhorar alguns dos nossos ativos, consistindo principalmente de ações preferenciais detidas por nós em

outras empresas do setor elétrico. Em 31 de dezembro de 2016, provisionamos R$ 13,9 bilhões para cobrir perdas decorrentes de

decisões desfavoráveis nesses processos.

136

Page 157: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O conflito foi levado ao Superior Tribunal de Justiça (STJ), que julgou o mérito. Um recurso, no entanto, foi arquivado no Supremo

Tribunal (STF) e aguarda julgamento.

Embora a questão tenha sido instaurada perante o Supremo Tribunal, tendo em vista a decisão do Tribunal Superior, expedida de

acordo com o Artigo 543-C do Código de Processo Civil de 1973, as demandas arquivadas continuam sendo processadas regularmente

e algumas decisões contra nós já foram expedidas. Nós fomos condenados a pagar diferenças de ajustes da inflação referentes a esse

período e, como resultado disso, muitas demandas de execução foram arquivadas. Nessas demandas, as partes estão discutindo como

calcular o valor devido.

Entretanto, durante o terceiro trimestre de 2015, o Tribunal Superior expediu decisões estabelecendo os parâmetros para esses

cálculos, considerando alguns argumentos por nós, mas não todos eles, os quais resultaram em ajustes na metodologia de cálculo e

classificação de nosso risco para essas demandas, e em consequentes mudanças nas provisões para contingências. Como essa decisão

foi considerada um evento subsequente para as nossas demonstrações financeiras de 2014, de acordo com os IAS 10, refletimos um

adicional de R$ 4,1 bilhões em provisões relacionadas a esses empréstimoscompulsórios.

Também estamos envolvidos em aproximadamente 2.039 ações judiciais pendentes relacionadas à amortização dos

empréstimoscompulsórios, nas quais os clientes buscam exercer a opção de conversão dos seus créditos apresentados por títulos de

dívida pagáveis ao portador. Esses títulos são chamados de “Obrigações da Eletrobras”. Entretanto, acreditamos que não temos mais

nenhuma responsabilidade com relação a esses títulos, uma vez que esses têm uma data de validade para apresentação e essa data já

passou.

Processos Fiscais

Pedido de Anulação

Trata-se de um pedido de anulação relativo a crédito tributário apurado no processo administrativo nº 16682.720330/2012 (cobrança

do PIS/COFINS na RTE e Itaipu). Em 6 de julho de 2015, Furnas fez um depósito judicial no valor exigido na ocasião, totalizando

R$ 117,3 milhões. A Furnas ainda está para arquivar a sua contestação. Nenhum impacto é esperado, considerando que houve um

depósito judicial do valor envolvido. Em 31 de dezembro de 2016, o montante provisionado era de R $ 143,1 milhões.

Processo Administrativo Fiscal nº 0075104.-45.2016.814.030.

Isso envolve um auto de infração fiscal relativo à falta de pagamento da Taxa de Controle, Acompanhamento e Fiscalização das

Atividades de Exploração e Aproveitamento de Recursos Hídricos ( “TFRH”), destinada a financiar a fiscalização e uso dos recursos

hídricos no Estado do Pará de abril a junho de 2015.

Na esfera administrativa, a impugnação, recurso e recurso de revisão foram rejeitados. O processo administrativo foi posteriormente

indeferido. Uma ação judicial foi iniciada e está sendo discutida perante o Tribunal de Justiça do Pará, ou TJPA. Uma medida liminar

foi concedida para suspender a necessidade de pagamento da dívida, bem como evitar qualquer ação que busque a cobrança da TFRH,

mesmo em relação a outros períodos. O Estado do Pará interpôs agravo de instrumento. A liminar foi suspensa pelo juiz de segunda

instância responsável pelo relatório sobre o agravo de instrumento. Por conta dessa suspensão a Eletronorte interpôs novo recurso, que

ainda está para ser julgado pelo TJPA. Além disso, dado que a ANEEL informou que era uma parte interessada no processo, os autos

foram submetidos à Justiça Federal, mas o juiz federal rejeitou o processo, devido à incompetência, e, respectivamente, os autos serão

enviados de volta para o TJPA, um tribunal estadual.

Sem esta liminar, o imposto tornou-se mais uma vez devido, permitindo assim que o Estado do Pará desse início a uma Execução

Fiscal (Processo nº 0023173-66.2016.4.01.3900 em trâmite perante a 6ª Vara Federal de Belém). Nesse processo, ativos de processos

judiciais da Eletronorte foram indicados como estando sujeitas a penhora judicial, mas o Estado do Pará ainda não informou se eles

estão de acordo com esses ativos. Além disso, houve o protesto do valor pelo Estado do Pará, o que levou a Eletronorte a iniciar ação

judicial para suspender o protesto da dívida (Processo nº 0023107-86.2016.4.01.3900). Contudo, a partir da data deste relatório anual,

nenhuma injunção foi obtida no âmbito deste processo.

A lei do estado do Pará também está sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal (STF) por meio de Ação Direta de

Inconstitucionalidade nº 5374 ajuizada pela Confederação Nacional da Indústria - CNI. A Eletronorte pediu para ser admitida nesse

processo como amicus curiae e atualmente está aguardando decisão. Em relação a essa ação, a Procuradoria Geral da República

emitiu um parecer requerendo que esta lei do Estado do Pará seja declarada inconstitucional e que sua eficácia seja suspensa. O valor

envolvido é R$ 354,7 milhões em 31 de dezembro de 2016.

Processo Administrativo Fiscal nº 16682.721.073/2014-51.

Processos administrativos fiscais relacionados à cobrança de uma multa a respeito da contribuição social devida, como resultado da

compensação feita pela Furnas sem utilizar o PER/DCOMP. Um auto de infração foi emitido visando a cobrança da contribuição

social, juros de mora e uma multa proporcional em razão da glosa efetuada pelo agente fiscal, devido ao uso dos créditos pela Furnas

com relação ao prejuízo fiscal registrado. 2007. Este processo está atualmente na fase de recurso administrativo. Em 31 de dezembro

de 2016, o valor envolvido era de R$ 277,4 milhões.

137

Page 158: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS
Page 159: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Processos Cíveis

Expropriação de Terras

As nossas controladas estão normalmente envolvidas em uma série de processos judiciais relacionados à propriação de terremos

utilizados para a construção de usinas hidrelétricas, especialmente nas regiões norte e nordeste. A maioria desses processos judiciais

está relacionada à indenização paga às populações atingidas pela construção dos reservatórios e pelos danos ambientais ou

econômicos infligidos sobre as populações afetadas e cidades vizinhas. As principais ações judiciais relacionadas à propriação

envolvendo as nossas controladas se encontram descritas abaixo.

No norte do Brasil, a Eletronorte está envolvida em diversos processos judiciais relacionados à expropriação de terras para a

construção da usina hidrelétrica de Balbina, no Estado do Amazonas. As ações judiciais relacionadas à expropriação da Balbina

envolvem o valor a ser pago pelo terreno expropriado e a legalidade da posse do terreno afetado reclamado pelos supostos

proprietários. O valor total envolvido foi reconhecido como uma provisão, foi de aproximadamente R$ 283,5 milhões.

Mendes Jr.

Em 31 de dezembro de 2012, a Chesf estava envolvida em processos judiciais litigiosos significativos com a Mendes Jr., uma

empreiteira brasileira. A Chesf e a Mendes Jr. celebraram um contrato em 1981 estabelecendo determinadas obras de construção a

serem realizadas pela Mendes Jr. O contrato, conforme alterado, estabelece que, em caso de atraso nos pagamentos devidos pela Chesf

à Mendes Jr., a Mendes Jr. teria direito a juros de mora à taxa de 1,0% ao mês, mais a correção da inflação. Durante a realização das

obras, os pagamentos pela Chesf foram atrasados e a Chesf posteriormente pagos juros de mora à taxa de 1,0%, mais a correção sobre

esses pagamentos atrasados. A Mendes Jr. alegou que, como foi obrigada a obter um financiamento no mercado a fim de não

interromper a obra de construção, tinha o direito de ser reembolsada com relação a esse financiamento, às taxas de juro de mercado,

que eram muito superiores às taxas de juros de mora contratuais.

O juiz de primeira instância indeferiu as demandas da Mendes Jr. e a Mendes Jr. recorreu para o Tribunal Superior do Estado de

Pernambuco, ou o Tribunal Superior. O Tribunal Superior reintegrou as demandas da Mendes Jr. e finalmente declarou a Chesf

responsável por reembolsar os custos de financiamento da Mendes Jr. relacionados aos pagamentos atrasados, às taxas de juro de

mercado, mais honorários advocatícios de 20,0% do valor do litígio, com o total sendo corrigido às taxas de mercado até a data de

pagamento efetivo. O recurso da Chesf da decisão do Tribunal Superior para o Superior Tribunal de Justiça, ou STJ, foi indeferido por

questões jurisdicionais. A Mendes Jr. então instaurou uma segunda ação judicial em um tribunal estadual de Pernambuco para ordenar

que a Chesf pagasse pelos prejuízos Reais incorridos pela Mendes Jr., e para determinar o valor pagável. Nos processos de execução,

o tribunal de primeira instância decidiu em favor da Mendes Jr., mas o Tribunal Superior decidiu em favor da Chesf, anulando a

decisão do tribunal de primeira instância no processo de execução. A Mendes Jr. recorreu dessa decisão do Tribunal Superior para o

STJ e para o Supremo Tribunal Federal, ambos os recursos tendo sido rejeitados. Ao mesmo tempo, o governo brasileiro também

solicitou ao STJ que permitisse que o governo participasse dos processos como assistente da Chesf. Em dezembro de 1997, o STJ

decidiu que: (i) o segundo processo deveria ser reiniciado a partir da fase de primeira instância; (ii) o governo brasileiro deveria

participar do processo como assistente da Chesf; e (iii) o segundo processo deveria ser julgado nos tribunais federais brasileiros, ao

invés de nos tribunais estaduais para o qual foram originalmente apresentados. O segundo processo foi recomeçado nos tribunais

federais brasileiros para determinar o valor final a ser pago pela Chesf à Mendes Jr. Um perito foi chamado para determinar o valor da

demanda, e teve sua decisão contestada pela Chesf. Como consequência disso, o tribunal decidiu rejeitar a opinião do perito, mas

fixou os critérios que deveriam ser aplicados na determinação do valor devido. A Mendes Jr. recorreu, solicitando que o tribunal

exigisse que a Chesf pagasse o valor determinado pelo perito. A Chesf e o governo brasileiro também recorreram, solicitando que o

processo encerrado, visto que não há nenhuma evidência de que a Mendes Jr. obteve empréstimos para concluir a construção. Em 25

de outubro de 2010, o Tribunal Regional Federal da 5a Região manteve os recursos interpostos pela Chesf e pelo governo brasileiro e

determinou que a ação judicial sem procedência. A Mendes Júnior entrou com um recurso contra essa decisão perante a 5a Região do

Tribunal Federal, o qual foi negado.

Mendes Junior interpôs recurso contra tal negação, que foi rejeitado pelo Superior Tribunal de Justiça em 19 de março de 2015.

Mendes Júnior então interpôs recurso definitivo perante o Supremo Tribunal Federal contra a decisão do Superior Tribunal de Justiça,

este recurso definitivo foi negado pela Justiça e está agora pendente de julgamento pela câmara competente. O valor inicial invocado

pelos demandantes era de aproximadamente R$ 7 bilhões (não considerando a inflação). Em 31 de dezembro de 2016, não tínhamos

provisões relacionadas a essa questão. Considerando a decisão do Tribunal Federal Regional, do Superior Tribunal de Justiça e do

Supremo Tribunal Federal do Brasil, a probabilidade de uma obrigação financeira na conclusão deste assunto foi considerada remota.

Ver nota 30 das nossas demonstrações financeiras consolidadas.

138

Page 160: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Usina Xingó “Fator K”

Em 31 de dezembro de 2016, a Chesf também estava envolvida em um litígio com o consórcio responsável pela construção da usina

Xingó, ou Consórcio Xingó, e reconhecemos a provisão de R$ 1.287 milhões nas nossas demonstrações financeiras consolidadas.

Com relação à construção da usina Xingó, a Chesf e o Consórcio Xingó celebraram um contrato de construção que foi alterado em

1988, para estabelecer que um ajuste adicional da inflação (referido como o “fator K”) fosse adicionado a determinados pagamentos

de correção monetária exigidos a serem efetuados pela Chesf ao Consórcio Xingó de acordo com o contrato. Essa alteração resultou

em pagamentos pela Chesf ao Consórcio Xingó que eram superiores aos pagamentos que o Edital de Licitação original, ou RFP,

referente a esse projeto indicado pagaria ao concorrente vencedor.

Em 1994, a Chesf deixou de se aplicar unilateralmente o fator K aos seus pagamentos ao Consórcio Xingó (e consequentemente

reduziu os seus pagamentos ao Consórcio Xingó para o valor que a Chesf teria que pagar se o fator K não tivesse sido aplicado a esses

pagamentos), e entrou com uma ação judicial contra o Consórcio Xingó, objetivando reembolso dos valores adicionais pagos de

acordo com o ajuste do fator K, alegando que o uso de um sistema de correção mais favorável para o Consórcio Xingó do aquele

inicialmente estabelecido pelo RFP era ilegal de acordo com as normas de licitação pública. O Consórcio Xingó ainda entrou com

uma ação contra a Chesf exigindo o pagamento integral dos valores devidos à aplicação do fator K. A ação da Chesf foi rejeitada e a

ação judicial do Consórcio Xingó foi decidida favoravelmente à demandante, ordenando que a Chesf pagasse os valores

correspondentes à aplicação do fator K. A Chesf e o governo brasileiro, que está atuando como assistente da primeira no processo, já

recorreram ao Tribunal Superior. Em agosto de 2010, o Tribunal Superior concedeu um daqueles recursos especiais apresentados pela

Chesf, reduzindo o valor do processo, o que significa uma redução substancial dos honorários que poderão ser pagos na ação judicial

principal. O mesmo Tribunal Superior rejeitou os recursos especiais restantes apresentados pela Chesf e pela União Federal, e,

portanto, manteve a decisão do Tribunal do Estado de Pernambuco, que rejeitou a ação declaratória movida pela Chesf e concedeu o

pedido reconvencional apresentado pelos réus, o que fez com que a Chesf enviasse pedidos de esclarecimento, que foram a julgamento

em dezembro de 2012 e foram concluídos em dezembro de 2013, tendo sido todos rejeitados.

Ao mesmo tempo, e desde a conclusão do processamento do fato nas instâncias ordinárias, os réus vêm tomando diversas iniciativas

perante o Tribunal comum do Estado de Pernambuco para obter a execução do valor solicitado na reconvenção.

Em agosto de 2013, os réus tomaram a iniciativa perante a 12ª Vara Cível do Recife, no Estado de Pernambuco, para obter a execução

provisória dos valores que, de acordo com os seus próprios cálculos, seriam a correção do valor concedido pelo Tribunal do Estado de

Pernambuco. Nesse caso, a Chesf foi condenada a pagar os valores em questão, porém apresentou um “desafio de pré-execução” (apontando, apoiada pela jurisprudência do Tribunal Superior, várias irregularidades nos procedimentos que imediatamente

desautorizariam essa execução provisória, sem prejudicar os outros tópicos específicos contestados nos cálculos dos próprios réus,

devido à norma do Tribunal do Estado de Pernambuco). Após uma resposta das rés e uma resposta da CHESF, em 31 de dezembro de

2013, o processo estava aguardando exame pelo tribunal desta “contestação”. Em 22 de agosto de 2014, o desafio pré-execução foi

indeferido, e a apreensão através do sistema eletrônico do Banco Central de R$ 948,7 milhões foi ordenada. Um seguro garantia foi

oferecido no montante de R$ 1,3 bilhão em lugar do confisco online, que foi aceito em 28 de agosto de 2014 pelo Juiz do 12º Tribunal

Civil, que ordenou a liberação imediata da soma confiscada. Um recurso interposto pelo Consórcio privou a suspensão em 15 de

setembro de 2014 dos efeitos da decisão que ordenou a liberação da soma; entretanto, em 24 de setembro de 2014, o tribunal invalidou

os Pedidos de Esclarecimento instaurados pela CHESF referentes à execução provisória e, portanto, revogou as medidas de constrição

ordenadas incidentalmente.

O Consórcio entrou com uma demanda, atribuída à 6ª Câmara Civil do Tribunal Estadual de Pernambuco, em 6 de novembro de 2014.

De acordo com a sentença da segunda instância publicado em 13 de janeiro de 2015, a queixa não foi reconhecida. Em virtude de um

pedido de esclarecimento apresentado pelos réus, uma nova sentença foi concedida em 03 de fevereiro de 2015, no qual a decisão

anterior de não reconhecer a reclamação foi revertida. De acordo com essa nova sentença, o Tribunal aceitou a liquidação oferecida

pelo réu, com a apresentação posterior dos registros judiciais ao contador judicial, para os cálculos adequados. A Chesf interpôs um

agravo de instrumento e um recurso para alteração da sentença, a fim de contestar essa nova sentença concedida pelo Tribunal, uma

vez que a primeira sentença já havia resolvido não prosseguir com a execução preliminar. Entretanto, o agravo de instrumento foi

negado e, em 13 de abril, 2015, o recurso de alteração da sentença foi rejeitado sob o argumento de que se tratava de medidas para

simplesmente adiar o efeito da sentença, tendo, portanto, a segunda sentença do Tribunal, sido mantida com o envio posterior dos

registros do tribunal ao contador judicial, para os cálculos adequados. O Consórcio apresentou um agravo de instrumento que permitiu

que o juiz da 12ª Vara Cível do Recife prosseguisse com uma conta caução de R$ 1 bilhão, excluindo os honorários advocatícios. Em

31 de dezembro de 2015, o Poder Judiciário bloqueou R$ 360 milhões daquela conta. O Consórcio entrou com recurso, exigindo que

25% das receitas da Chesf fossem penhoradas e que o valor anteriormente bloqueado fosse liberado. Entretanto, o juiz, e,

posteriormente, o Tribunal do Estado de Pernambuco, rejeitou o referido recurso.

Page 161: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 24 de fevereiro de 2016, uma nova decisão da 12ª Vara Cível do Recife deferiu um pedido de penhora de títulos públicos detidos

pela Chesf, a fim de complementar o valor que já havia sido bloqueado. A 12ª Vara Cível do Recife aceita procedimentos preliminares

que buscam executar sentenças existentes (“cumprimento provisório de sentença”). De acordo com esse procedimento, o qual foi

solicitado pelo Consórcio, (i) o juiz aprovou o cálculo elaborado pelo contador judicial, que resultou em uma sentença de valor

principal preliminar (datada de abril de 2015) de aproximadamente R$ 1.035 bilhão, e com a qual a Chesf discorda; (ii) o seguro de

garantia apresentado pela Chesf, que havia sido aceitado pelo juiz, foi posteriormente rejeitado pelo Tribunal do Estado de

Pernambuco; (iii) em setembro de 2016, os ativos bancários financeiros da Chesf foram penhorados em um valor aproximado de

R$ 500 milhões; e (iv) a Chesf interpôs um agravo de instrumento e uma demanda que ainda devem ser revistos pelo Tribunal do

Estado de Pernambuco. A Chesf também interpôs recursos especiais e extraordinário perante o Superior Tribunal de Justiça (STJ) e

perante o Supremo Tribunal Federal (STF), respectivamente. O recurso especial ainda deve ser revisto pelo STJ, enquanto o recurso

extraordinário só poderá ser julgado pelo STF, após o STJ proferir uma sentença a respeito dessa questão.

139

Page 162: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Considerando a evolução de todos os processos acima referidos e das decisões de recursos, a Administração, com base na opinião de

seus assessores jurídicos e em cálculos que levaram em conta a suspensão de pagamentos relacionados ao Fator K e sua respectiva

correção monetária, determinou que reconheceria uma provisão de R$ 1.169,3 milhões em 31 de dezembro de 2016 em “Passivos Não

Circulantes” e R$ 117,7 milhões adicionais em relação ao valor da condenação em custódia em favor dos patronos das partes adversas

à Chesf (fixados à alíquota de 10% sobre o valor da condenação principal mais R$ 100 mil).

Litígio Chesf - Fazenda Aldeia

Os administradores do espólio de Anderson Moura de Souza e de sua esposa iniciaram uma ação de indenização contra a Chesf,

relacionada a 14.400 hectares de terra. Um tribunal de primeira instância determinou haver base legal para a demanda e ordenou que a

Chesf pagasse R$ 50 milhões, correspondentes ao valor do principal acrescido de juros e correção monetária. Em dezembro de 2008, a

Chesf interpôs um recurso perante o Tribunal de Justiça do Estado da Bahia. Em março de 2009, essa ação judicial foi transferida para

os tribunais federais, o que anulou o pedido de indenização. A 1ª Região do Tribunal Federal afirmou parcialmente a ordem original,

porém a sua decisão foi suspensa, uma vez que um dos juízes solicitou mais tempo para se pronunciar sobre o caso. Em 30 de junho

de 2011, o recurso da Chesf recebeu uma reparação parcial. De acordo com uma decisão publicada em 24 de junho de 2011, o tribunal

rejeitou o recurso da demandante. Em 30 de setembro de 2011, uma ação de rescisão foi instaurada na 1a Região do Tribunal Federal.

Em 31 de dezembro de 2011, foi concedida uma liminar para interromper a execução do processo principal. Em 31 de dezembro de

2015, ainda não havíamos recebido a sentença da apelação. Em janeiro de 2016, o Ministério Público Federal optou pela extinção da

ação. A Chesf reconheceu uma provisão de R$ 100 milhões com relação a esse processo. Para uma discussão mais aprofundada a

respeito dessa ação judicial, ver a nota 30 das nossas demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de

2016.

Amazonas D como devedora de vários contratos de abastecimento de energia.

A Amazonas D é ré em ações judiciais que buscam pagamentos, multas e encargos por supostos atrasos e inadimplementos causados

pela Amazonas D no cumprimento das obrigações decorrentes de contratos com a Independent Power Producers - PIE’s. Essas ações

judiciais foram causadas pela falta de pagamento ou por atraso no pagamento das faturas pela Amazonas D. Essas ações judiciais

foram instauradas contra nossa subsidiária Amazonas D, e nós nomeamos um advogado para elas por sermos fiadores e devedores

principais da Amazonas D em diversos contratos de abastecimento de energia.

Quanto às demandas relacionadas a essa questão, algumas foram indeferidas (decisões favoráveis para nós) por tribunais de primeira

instância, enquanto outras foram concedidas (desfavoráveis para nós), também pelos tribunais de primeira instância, e outras se

encontram aguardando julgamento. Nos processos julgados contra nós, nós entramos com recursos que estão atualmente aguardando

julgamento.

Os processos que foram indeferidos ou que ainda não foram julgados por tribunais de primeira instância tiveram suas chances de perda

estimadas como improváveis, considerando que não obrigação presente para cada um desses casos e, portanto, nenhuma provisão foi

reconhecida. Entretanto, as demandas que foram julgadas contra nós tiveram a sua classificação de risco ajustada para provável, uma

vez que, por elas serem principalmente relacionadas ao exame dos fatos e evidências, é improvável que os tribunais superiores

revertam as decisões dos tribunais de primeira instância. O valor reconhecido como provisão em 31 de dezembro de 2016 era de

R$ 965 milhões para a Amazonas D.

Amazonas D - Contrato de Fornecimento de Gás - CIGÁS - Limitação do Volume de Gás

Com relação ao valor da Conta CCC para os custos de geração de nossa subsidiária Amazonas D, existe a possibilidade de que o valor

do reembolso da Conta CCC, Despacho nº 314, de 2 de fevereiro de 2016, não seja suficiente para cobrir a Quantidade Diária

Contratada (“QDC”) de 5.420.000 m3/dia, conforme estabelecido no Contrato de Compra e Venda de Gás Natural entre a Amazonas

D e a CIGAS/Petrobras.

Em 2017, a ANEEL, através da Resolução Ratificadora nº 2.202, que aprovou o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017,

manteve a mesma limitação de reembolso referente ao volume de gás ao nível de 2016. A Amazonas D apresentou pedidos de

reconsideração perante a ANEEL, dadas as limitações orçamentárias impostas pela ANEEL, os quais estão pendentes de análise.

No entanto, no que se refere à limitação do reembolso do volume de gás, a Amazonas D avalia o risco de materialização do

desembolso financeiro como baixo, por entender que a ANEEL não pode criar uma provisão que limite a cobertura do reembolso dos

custos de geração definidos pela Lei nº 12.119/2009 e reforçada pela Lei nº 13.299/2016.

140

Page 163: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, a Amazonas D considera que a decisão favorável proferida por um tribunal de recursos em um caso similar deve permitir

o reembolso integral dos custos de geração, eliminando os efeitos das limitações impostas. Em último caso, a Amazonas D acredita

que, no improvável caso de uma limitação imposta pela ANEEL em relação ao reembolso do volume de gás, haveria uma revisão

econômico-financeira sujeita à revisão do contrato de gás relevante ou uma revisão do preço do gás pela ANP para compensar esse

desequilíbrio.

Os valores envolvidos na limitação do reembolso do volume de gás em 2015 e 2016 são de R$ 340 milhões e R$ 378 milhões,

respectivamente.

Amazonas D - Reembolso de Petróleo - Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011

Medida Provisória nº 466/2009, posteriormente convertida em Lei nº 12.111/2009, desde que a Conta CCC reembolsasse não só o

custo total do combustível, mas também o custo total da geração de energia do Sistema Isolado, deduzindo do custo médio da energia

determinada para o ambiente regulado. A Lei nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010 não impõem nem estabelecem qualquer

limitação ao reembolso integral.

No entanto, em conjunto com a Lei nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010, a Resolução Normativa nº 427 da ANEEL estabeleceu

limitações ao reembolso dos custos de aquisição de combustíveis que estabelecem um preço de referência. A Amazonas D entende

que o reembolso da Conta CCC é um direito sem qualquer limitação, no entanto, a empresa teve que fazer uma injunção para garantir

o ressarcimento previsto na Lei nº 12.111/2009, sem qualquer limitação.

Através deste processo, foi proferida a Decisão de Segunda Instância, que garante à Amazonas D o reembolso integral dos custos de

geração, rejeitando os efeitos da Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011. Consequentemente, é atualmente executada pela

decisão que concedeu a injunção solicitada a fim de assegurar o reembolso integral dos custos de consumo de combustível, sem

qualquer limitação. Desta forma, a Amazonas D permanece totalmente reembolsada por seus custos de geração

A Amazonas D entende que o risco de perda do processo é baixo por causa da decisão já proferida, reforçada pela Lei nº 13.299/2016,

que tem o benefício de fornecer recursos para o pagamento de reembolsos de despesas de aquisição de combustível incorridas até 30

de abril de 2016 por concessionárias detentoras das concessões previstas na Lei nº 12.111/2009, porém não reembolsadas em razão

dos requisitos econômicos e de eficiência energética a que se refere o parágrafo 12º do artigo 3º desta lei.

Desta forma, a Nota Técnica da ANEEL nº 331/2016, de 12 de setembro de 2016, também incluída abaixo, prevê a necessidade de

ajustes à Resolução Normativa nº 427/2011 nos termos da Lei nº 13.299/2016.

Alterações na Conta CCC

Como resultado da publicação da Lei nº 13.299, de 21/06/2016, que alterou, dentre outras, as disposições da Lei nº 12.111, de 2009, é

necessário adequar o ato normativo da ANEEL que regula a gestão e processamento da Conta CCC.

Dessa forma, tendo em vista a Resolução Normativa nº 427/2011, os pontos a serem revisados são identificados a seguir. Em primeiro

lugar, e sendo apresentado como um item de grande impacto econômico-financeiro sobre os distribuidores beneficiados, cita-se o

artigo 3º da Lei nº 13.299/2016, que prevê o ressarcimento de custos, comprovados, mas não reembolsados de acordo com os

requisitos de eficiência energética e econômicos no parágrafo 12º do artigo 3º da Lei nº 12.111/2010, inclusive atualizações

monetárias, até 30 de abril de 2016.

Consequentemente, e considerando que a Lei nº 13.299/2016 garante o reembolso integral do custo do combustível até 30 de abril de

2016, o valor estimado em litígio após abril de 2016 é de aproximadamente R$ 96,7 milhões.

Ação civil da Eletronorte

Um processo judicial da Sul América Empresa Nacional de Seguros contra a Eletronorte, reclamando do reembolso de valores pagos

por ela à Albrás Aluminio Brasileiro S.A., ou Albras, de acordo com obrigações decorrentes de contratos de seguro.

Os principais argumentos da demandante são os seguintes: a responsabilidade do sinistro de seguro foi alegadamente a interrupção do

abastecimento de energia elétrica para o complexo industrial, o qual é objeto de um contrato específico entre a Albras e a Eletronorte.

Os principais argumentos do réu são os seguintes: a lei de prazos prescricionais é aplicável, ausência de responsabilidade estrita,

inexistência de culpa e circunstâncias imprevisíveis, que são causas que excluem a responsabilidade.

A determinação do juiz da 1a instância julgou procedente o pedido da demandante e ordenou que a Eletronorte pagasse à demandante

R$ 55,7 milhões, incluindo a correção monetária de acordo com a variação do índice INPC da data de preparo dos cálculos

apresentados

141

Page 164: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

no processo judicial e juros a uma taxa de 1% por mês desde o atendimento do processo. As partes apresentaram recursos contra a

decisão, o recurso interposto pela Eletronorte foi indeferido, e o recurso da demandante foi considerado procedente.

A Eletronorte interpôs um recurso contra essa decisão, e a decisão desse recurso adicional confirmou que, em caso de pagamentos em

atraso não envolvendo pessoas físicas, e mediante a ausência de uma contestação extrajudicial pela parte que causou o dano, os juros

começam a fluir desde que a entrega da citação judicial é feita, para as quantias pagas administrativamente e, para o pagamento de

indenização adicional, desde que a entrega da citação judicial foi feita na ação instaurada pela empresa segurada contra as seguradoras

perante a Justiça do Estado do Rio de Janeiro.

A Eletronorte arquivou uma moção para esclarecimento, a qual foi negada. Tanto a autora quanto a Eletronorte então interpuseram

recursos especiais perante o Superior Tribunal de Justiça, os quais foram admitidos. Os recursos especiais estão pendentes de

julgamento. O valor envolvido é de R$ 237,3 milhões.

Ações da classe de consumidores

Ação movida pela Associação Nacional de Consumidores (ANDECO).

Trata-se de uma ação coletiva, em andamento na 18ª Vara Cível de Brasília, movida pela ANDECO contra nós, a Amazonas Energia,

a Eletroacre, a CEAL, a CELG-D, a CEPISA, a CERON e a Boa Vista Energia.

A parte autora alega que, na ausência da autorização da ANEEL, a cobrança rateada de perdas não técnicas (fraude, roubo, erros de

medição, faturamento e entrega sem mensuração) é indevida e que as empresas de distribuição devem ser obrigadas a devolver duas

vezes os valores cobrados no período de 2010 a 2014, de acordo com os respectivos balanços patrimoniais. A parte autora também

pede a anulação de todas as Resoluções da ANEEL que permitam a coleta e inclusão nas faturas de valores cobrados por perdas não

técnicas.

A parte autora solicitou liminar para suspender a cobrança e as Resoluções da ANEEL subjacentes, que foram rejeitadas. O processo

então foi redistribuído para a 21ª Vara Federal de Brasília, depois que a ANEEL aderiu ao caso. O juiz federal determinou que todas

as decisões tomadas até o momento seriam mantidas e, avançando, determinou que a ANEEL e o Governo Federal deveriam ser

intimados e apresentar defesa.

Em 8 de agosto de 2016, houve uma redistribuição dos autos da 21ª Vara Federal de Brasília com uma ordem inicial mantendo os atos

até então praticados na esfera civil e determinando a intimação da ANEEL e da União para apresentar a defesa, com uma resposta

posterior da parte autora.

Processos Ambientais

Somos obrigados a cumprir leis e regulamentos ambientais estritos que nos submeteram e/ou submeteram as nossas controladas a

sermos signatários do Termo de Ajuste de Conduta e Acordo de Consentimento, ou TACs. Se não respeitarmos as disposições destes

TAC, estaremos sujeitos a multas e outras penalidades significativas. Não registramos provisões relativamente a estes TAC.

Aquisição de energia da Belo Monte destinada ao Mercado Livre

Nós e nossas controladas, Chesf e Eletronorte, detemos 49,98% do capital social da SPE Norte Energia SA (NESA), responsável pela

construção da usina hidrelétrica de Belo Monte.

Houve desacordo entre os sócios quanto à aplicação da cláusula 6.7 do Acordo de Acionistas, que trata do exercício dos direitos de

preferência para celebrar o contrato de compra pelo preço de R$ 130,00/MWh (em abril de 2010) pela aquisição de 20% da energia

média assegurada por nós a partir da energia da Belo Monte destinada ao Ambiente de Contratação Livre - ACL.

Alguns membros da NESA afirmam que temos a obrigação de comprar essa energia. Entendemos que não existe tal obrigação, mas

sim um direito de preferência. O Acordo de Acionistas prevê que os conflitos sejam resolvidos por meio de arbitragem. Desta forma, a

Assembleia Geral de Acionistas da Norte Energia S.A. (NESA) deliberou em abril de 2016 devido ao início deste processo legal.

No presente procedimento de arbitragem, nós, com o apoio de advogados externos, avaliamos que é mais provável que não exista uma

obrigação presente legal ou construtiva de um evento passado.

142

Page 165: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, caso não tenhamos sucesso no processo de arbitragem em andamento, estimamos o potencial de perdas de até R$ 2,2

bilhões na operação de compra e venda dessa energia, considerando os valores em 31 de dezembro de 2016. Para esta estimativa,

foram utilizados pressupostos e percentagens de preços internos.

Notas Explicativas

Para uma discussão adicional a respeito dos litígios em andamento envolvendo nós e as nossas controladas, ver a Nota 30 referente às

demonstrações financeiras consolidadas.

Política de Distribuição de Dividendos

A Lei das Sociedades Anônimas e os nossos estatutos estabelecem que devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição

obrigatória equivalente a, pelo menos, 25,0% do nosso rendimento líquido ajustado referente ao exercício fiscal anterior. Além disso,

os nossos estatutos nos exigem que demos: (i) às ações preferenciais classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% a cada

ano, sobre o capital relacionado a essas ações; e (ii) às ações preferenciais classe “B” que tiverem sido emitidas em ou após 23 de

junho de 1969 prioridade na distribuição de dividendos, a 6% a cada ano, sobre o capital relacionado a essas ações. Além disso, as

ações preferenciais deverão receber um dividendo de 10% sobre o dividendo pago pelas ações ordinárias.

A tabela a seguir estabelece os nossos dividendos propostos referentes ao período indicado:

Ano

2016(1) 2015(1) 2014(1)

(R$)

Ações ordinárias - - - Ações Preferenciais Classe A 2,17825658673 (2) - - Ações Preferenciais Classe B 1,63369244005 (2) - -

(1) Em nossa demonstração financeira, referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, não houve Dividendos

Declarados, mas nossa 55ª Assembleia de Acionistas aprovou o pagamento do saldo da conta de reserva de lucros no valor de

R$ 26 milhões a favor dos acionistas Preferenciais de Classe A e Classe B. Esse valor (conforme ajustado) foi pago em 2015.

(2) Dividendo proposto pela nossa administração. Nossa Assembleia Geral de Acionistas realizada em 28 de abril de 2017 aprovou

o ajuste desses valores entre 1º de janeiro de 2017 e a data de pagamento (que poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2017) pela

variação da taxa SELIC.

B. Mudanças Significativas

Não há.

ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM EM BOLSA

A. Oferta e Detalhes de Listagem

Oferta e detalhes de Listagem - Ações Ordinárias

As nossas ações ordinárias foram listadas nas bolsas de valores brasileiras em 7 de setembro de 1971. A tabela a seguir estabelece os

preços de vendas relatados no fechamento, altos e baixos, referentes às nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA, e o volume

médio de listagem diário referente aos períodos anuais indicados.

Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

2012 19,36 6,16 2,052

2013 8,10 4,41 2,510

2014 8,60 4,57 2,607

2015 8,66 4,72 2,037

2016 25,76 4,88 2,247

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

143

Page 166: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A tabela a seguir estabelece os preços de vendas relatados no fechamento, altos e baixos, referentes às nossas ações ordinárias na

BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário referente aos períodos anuais indicados:

Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Primeiro Trimestre de 2014 6,60 4,57 2,516

Segundo Trimestre de 2014 7,98 6,39 2,427

Terceiro Trimestre de 2014 8,60 6,15 2,361

Quarto Trimestre de 2014 7,16 5,15 3,125

Primeiro Trimestre de 2015 6,04 4,90 1,711

Segundo Trimestre de 2015 8,66 5,88 1,189

Terceiro Trimestre de 2015 6,17 4,72 1,371

Quarto Trimestre de 2015 6,34 4,97 1,908

Primeiro Trimestre de 2016 7,31 4,88 1,529

Segundo Trimestre de 2016 13,20 6,17 2,941

Terceiro Trimestre de 2016 24,07 12,79 2,165

Quarto Trimestre de 2016 25,76 18,97 2,323

Primeiro Trimestre de 2017 23,20 17,10 1,341

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

A tabela a seguir estabelece os preços de venda no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações ordinárias na

BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:

Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Junho de 2015 7,04 5,88 1,938

Julho de 2015 6,17 5,26 1,295

Agosto de 2015 5,86 4,72 1,255

Setembro de 2015 5,53 4,81 1,567

Outubro de 2015 5,79 4,97 1,795

Novembro de 2015 6,34 5,42 2,025

Dezembro de 2015 5,99 5,47 1,914

Janeiro de 2016 5,82 4,88 1,454

Fevereiro de 2016 6,33 5,58 1,135

Março de 2016 7,31 5,70 1,936

Abril de 2016 7,03 6,17 1,297

Maio de 2016 8,20 6,95 3,290

Junho de 2016 13,20 8,22 4,010

Julho de 2016 17,63 12,79 2,697

Agosto de 2016 22,53 17,60 2,206

Setembro de 2016 24,07 12,79 2,165

Outubro de 2016 23,91 18,97 2,051

Novembro de 2016 25,76 22,10 3,340

Dezembro de 2016 24,84 22,00 1,615

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

144

Page 167: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nos Estados Unidos, as nossas ações ordinárias são negociadas na forma de ADS. A tabela a seguir estabelece os preços de venda no

fechamento, altos e baixos, relatados referentes aos nossos ADS representando ações ordinárias na NYSE, e o volume médio de

listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:

US$ por ADS (ações ordinárias) Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Junho de 2015 2,20 1,86 0,501

Julho de 2015 1,93 1,56 0,524

Agosto de 2015 1,65 1,27 0,570

Setembro de 2015 1,40 1,17 0,560

Outubro de 2015 1,48 1,23 0,548

Novembro de 2015 1,62 1,30 0,456

Dezembro de 2015 1,52 1,31 0,496

Janeiro de 2016 1,42 1,14 0,329

Fevereiro de 2016 1,60 1,37 0,362

Março de 2016 1,99 1,44 0,524

Abril de 2016 2,21 1,61 0,443

Maio de 2016 2,27 1,89 1,449

Junho de 2016 3,94 2,32 1,014

Julho de 2016 5,34 3,82 0,439

Agosto de 2016 6,87 5,30 0,344

Setembro de 2016 7,44 5,84 0,169

Outubro de 2016 7,39 5,81 0,301

Novembro de 2016 7,54 6,42 0,172

Dezembro de 2016 7,09 6,41 0,121

Fonte: Bolsa de Valores de Nova York.

Detalhes da Oferta e de Listagem - Ações Preferenciais

A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais

Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados.

Reais Nominais por Ação

Preferencial Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

2012 27,49 7,30 1,724

2013 13,70 8,03 2,013

2014 12,64 6,25 1,768

2015 11,17 5,85 1,639

2016 29,70 8,16 1,786

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais

Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados:

145

Page 168: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Reais Nominais por Ação

Preferencial Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Primeiro Trimestre de 2013 13,70 9,69 1,961

Segundo Trimestre de 2013 12,75 8,03 2,620

Terceiro Trimestre de 2013 10,47 8,11 1,873

Quarto Trimestre de 2013 12,00 9,88 1,587

Primeiro Trimestre de 2014 10,88 8,50 1,916

Segundo Trimestre de 2014 12,64 9,55 1,721

Terceiro Trimestre de 2014 12,53 10,10 1,461

Quarto Trimestre de 2014 10,66 6,25 1,989

Primeiro Trimestre de 2015 8,40 5,85 1,928

Segundo Trimestre de 2015 10,60 7,29 1,737

Terceiro Trimestre de 2015 9,10 6,91 1,371

Quarto Trimestre de 2015 11,17 8,60 1,534

Primeiro Trimestre de 2016 11,21 8,16 1,797

Segundo Trimestre de 2016 18,68 10,14 2,052

Terceiro Trimestre de 2016 29,70 17,42 1.658

Quarto Trimestre de 2016 28,67 23,75 1,637

Primeiro Trimestre de 2017 26,75 21,56 1,064

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais

Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados:

Reais Nominais por Ação

Preferencial Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Junho de 2015 9,94 8,47 1,156

Julho de 2015 9,04 8,05 1,114

Agosto de 2015 8,85 6,91 1,103

Setembro de 2015 9,10 7,51 1,908

Outubro de 2015 10,19 8,60 1,362

Novembro de 2015 11,17 9,93 2,124

Dezembro de 2015 10,83 9,95 1,153

Janeiro de 2016 10,14 8,16 1,640

Fevereiro de 2016 10,34 9,50 1,563

Março de 2016 11,21 9,90 2,135

Abril de 2016 11,23 10,14 1,786

Maio de 2016 13,51 11,65 2,034

Junho de 2016 18,68 12,96 2,121

Julho de 2016 22,04 17,42 1,860

Agosto de 2016 28,65 22,50 1,607

Setembro de 2016 29,70 23,87 1.512

Outubro de 2016 27,55 23,75 2,049

Novembro de 2016 28,67 25,20 1,856

Dezembro de 2016 27,28 24,71 1,035

Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.

Nos Estados Unidos, as nossas ações preferenciais Classe B são negociadas na forma de ADS. A tabela a seguir estabelece os preços

de venda no fechamento, altos e baixos, relatados referentes aos nossos ADS representando ações preferenciais Classe B na NYSE, e

o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:

146

Page 169: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

US$ por ADS (ações preferenciais

classe B) Média Diária

Alta Baixa

Volume de

Negociação

(milhões de ações)

Junho de 2015 3,14 2,69 0,066

Julho de 2015 2,85 2,40 0,070

Agosto de 2015 2,56 1,94 0,078

Setembro de 2015 2,29 1,99 0,170

Outubro de 2015 2,66 2,18 0,148

Novembro de 2015 2,99 2,53 0,194

Dezembro de 2015 2,83 2,36 0,126

Janeiro de 2016 2,52 1,99 0,114

Fevereiro de 2016 2,66 2,34 0,106

Março de 2016 3,08 2,53 0,062

Abril de 2016 2,23 1,59 0,194

Maio de 2016 3,80 3,25 0,147

Junho de 2016 5,73 3,57 0,091

Julho de 2016 6,87 5,24 0,214

Agosto de 2016 8,85 6,86 0,044

Setembro de 2016 9,26 7,30 0,067

Outubro de 2016 8,67 7,22 0,107

Novembro de 2016 8,65 7,37 0,038

Dezembro de 2016 8,30 7,29 0,057

Fonte: Bolsa de Valores de Nova York.

Temos um número insignificante de ações preferenciais Classe A, sem nenhum efeito substancial no volume de listagem na

BM&FBOVESPA.

Como resultado disso, em 31 de dezembro de 2016, o nosso capital social era composto por um total de 1.352.634.100 ações, das quais

1.087.050.297 são ações ordinárias, 146.920 são ações preferenciais classe “A” e 265.436.883 são ações preferenciais classe “B”.

Não há nenhuma restrição quanto à propriedade das nossas ações preferenciais ou ações ordinárias por pessoas físicas ou jurídicas

domiciliadas fora do Brasil.

O direito de converter os pagamentos de dividendos e os recursos da venda de ações em moeda estrangeira, e de remeter esses valores para

fora do Brasil está sujeito a restrições de acordo com os regulamentos de investimento estrangeiro que geralmente exigem, entre outras

coisas, que os investimentos relevantes tenham sido registrados perante o Banco Central. O Banco Santander S.A., na qualidade de

custodiante das nossas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas por ADS, registrou junto ao Banco Central, em nome

do Depositário, as ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” que irá deter. Isso permite que os detentores de ADSs convertam

dividendos, distribuições ou os recursos de qualquer venda dessas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B”, conforme o caso, em

dólares norte-americanos, e enviem esses dólares norte-americanos para o exterior. No entanto, os detentores de ADSs poderão ser

prejudicados por atrasos ou pela recusa na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para as conversões de pagamentos em

moeda brasileira e remessas para o exterior das ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” subjacentes aos nossos ADSs.

No Brasil, há uma série de mecanismos disponíveis para investidores estrangeiros interessados em negociar diretamente nas bolsas de

valores brasileiras ou no mercado de balcão organizado.

De acordo com as normas expedidas pela Resolução No 4.373 emitida pelo Conselho Monetário Nacional, os investidores

estrangeiros buscando negociar diretamente em uma bolsa de valores brasileira ou em um mercado de balcão organizado devem

atender as seguintes exigências:

os investimentos deverão ser registrados em um sistema de custódia, desembaraço ou depositário pela CVM ou pelo

Banco Central;

as negociações em bolsas são restritas às transações envolvendo títulos para aquisição ou venda negociada em bolsas de

valores ou nos mercados de balcão organizados autorizados pela CVM, ou a outros casos que possam ser estabelecidos

nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos;

eles devem estabelecer um representante no Brasil, o qual deve ser uma instituição financeira ou uma instituição

devidamente autorizada pelo Banco Central;

eles devem nomear pelo menos um custodiante devidamente autorizado pela CVM; e

147

Page 170: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

eles devem ser registrados perante a CVM e registrar o fluxo de entrada de recursos perante o Banco Central.

Se essas exigências forem cumpridas, os investidores estrangeiros estarão qualificados para negociar diretamente nas bolsas de valores

brasileiras ou no mercado de balcão organizado. Essas normas estendem o tratamento fiscal favorável a todos os investidores

estrangeiros que estiverem investindo em conformidade com essas normas. Ver o “Item 10.E, Tributação”. Esses regulamentos

contêm determinadas restrições à transferência para o exterior da titularidade dos títulos, exceto em caso de reestruturações societárias

efetuadas no exterior por um investidor estrangeiro.

Um certificado de registro de capital estrangeiro foi expedido em nome do Depositário com relação aos ADSs e é mantido pelo Banco

Santander S.A., na qualidade de custodiante de nossas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas pelos ADSs, em

nome do Depositário. De acordo com esse certificado de registro de capital estrangeiro, esperamos que o Depositário possa converter

dividendos e outras distribuições relacionados às ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas por ADSs em moeda

estrangeira e enviar os recursos para fora do Brasil.

Se um detentor de ADSs trocar esses ADSs por ações ordinárias ou ações preferenciais classe “B”, esse detentor estará autorizado a

continuar a confiar no certificado de registro de capital estrangeiro do Depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que esse

detentor deverá buscar obter o seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro junto ao Banco Central. Subsequentemente,

qualquer detentor de ações ordinárias ou ações preferenciais classe “B” pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e

enviar para fora do Brasil os recursos da alienação ou das distribuições relacionadas a essas ações ordinárias e ações preferenciais

classe “B”, a menos que esse detentor seja qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ou obtenha o seu próprio certificado de

registro de capital estrangeiro. Um detentor que obtiver um certificado de registro de capital estrangeiro estará sujeito a um tratamento

fiscal menos favorável no Brasil do que um detentor de ADS. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras

Substanciais.”

De acordo com a atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital

estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do

Brasil. Para aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o Governo Brasileiro congelou todas as repatriações de capital

e dividendos detidas pelo Banco Central que eram devidas a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas de moeda

estrangeira do Brasil. Esses valores foram subsequentemente liberados de acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não

pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiros no futuro.

B. Plano de Distribuição

Não aplicável.

C. Mercados

As nossas ações ordinárias são negociadas sob o símbolo “ELET3” e as nossas ações preferenciais classe “B” são negociadas sob o

símbolo “ELET6” na BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (a Bolsa de São Paulo ou

BM&FBOVESPA). A Bolsa de Valores do Rio de Janeiro negocia apenas a dívida pública federal, estadual e municipal brasileira ou

realiza leilões de privatização. As ações e títulos de dívida são negociados exclusivamente na BM&FBOVESPA. Em 30 de setembro

de 2016 (a data mais recente em que tal informação estava disponível), tivemos aproximadamente 23.330 detentores de registro.

Os nossos ADRs estão listados na NYSE. Em 31 de dezembro de 2016, havia 2.263 acionistas beneficiários e 15 acionistas registrados

detentores de ADS representando ações ordinárias e 719 acionistas beneficiários e 8 acionistas registrados detentores de ADS

representando ações preferenciais.

Negociação, Liquidação e Compensação

Regulamento do Mercado Brasileiro de Títulos

Os mercados de valores mobiliários brasileiros são regulados pela Comissão de Valores Mobiliários brasileira (“CVM”), a qual

recebeu autoridade reguladora sobre as bolsas de valores e os mercados de valores mobiliários pela Lei Brasileira No 6.385,

promulgada em 7 de dezembro de 1976 (“Lei de Valores Mobiliários”) e pela Lei No 6.404, promulgada em 15 de dezembro de 1976

(“Lei das Sociedades Anônimas”), e ainda pelo Conselho Monetário Nacional (“CMN”) e pelo Banco Central, que possui, entre outros

poderes, autoridade de licenciamento sobre corretoras de valores e regulamenta os investimentos estrangeiros e operações de câmbio

estrangeiro.

Page 171: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os mercados de valores mobiliários brasileiros são regidos pela Lei de Valores Mobiliários e pela Lei das Sociedades Anônimas, bem

como pelos regulamentos emitidos pela CVM, pelo Banco Central e pelo CMN. Essas leis e regulamentos estabelecem, entre outras

coisas, as exigências de divulgação aplicáveis aos emitentes de valores mobiliários negociados, restrições sobre informações

privilegiadas e manipulação de preços e proteção de acionistas minoritários. Em 3 de janeiro de 2002, a CVM expediu a Instrução Nº

358, a qual alterou as regras aplicáveis à divulgação de fatos relevantes e entrou em vigor em 18 de abril de 2002. A CVM ainda

expediu várias instruções a respeito das exigências de divulgação, a saber, as Instruções Nº 361 e Nº 400 para a regulamentação de

ofertas públicas, a Instrução Nº 380 para a regulamentação de oferta de internet e Instrução nº 381 para a regulamentação dos

auditores independentes. A Instrução Nº 480 para a regulamentação do registo de emitentes de valores mobiliários admitidos para

negociação em mercados regulamentados no Brasil, e a Instrução Nº 481 para a regulamentação das informações e pedidos públicos

de procuração para assembleias de acionistas. A Instrução No 480 ainda solicita que as Empresas de capital aberto divulguem um

formulário de referência (Formulário de Referência) que mantenha um registro atualizado permanentemente com as informações

relevantes do emitente. Acreditamos que estamos atualmente em conformidade com todos os padrões de governança corporativa

brasileira aplicáveis.

148

Page 172: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, uma Empresa pode ser uma companhia aberta ou uma companhia

fechada. Todas as companhias abertas são registradas na CVM e estão sujeitas às exigências de fornecimento de informações

periódicas. Uma companhia registrada na CVM pode ter os seus valores mobiliários negociados no mercado brasileiro de bolsas de

valores, incluindo a BM&FBOVESPA, ou no mercado de balcão brasileiro. As ações de uma companhia aberta também podem ser

negociadas de forma privada, sujeitas a determinadas limitações. Para ser listada na BM&FBOVESPA, a companhia deve solicitar o

registro junto a BM&FBOVESPA e a CVM, e está sujeita às exigências regulamentares e exigências de divulgação.

Negociação na BM&FBOVESPA

Em 2000, as atividades de negociação de ações no Brasil foram reestruturadas por meio da assinatura de memorandos de

entendimento pelas bolsas de valores regionais brasileiras. De acordo com o memorando, todas as ações brasileiras são negociadas

publicamente, exclusivamente na Bolsa de São Paulo - BM&FBOVESPA (BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e

Futuros).

A BOVESPA era uma empresa sem fins lucrativos detida pelas suas corretoras membros. Em 2008, a BOVESPA foi convertida em

uma companhia aberta brasileira e renomeada para BM&FBOVESPA, como resultado de uma fusão entre a Bovespa e a Bolsa de

Mercadorias e Futuros. A BM&FBOVESPA é atualmente a instituição brasileira mais importante de intermediação de operações do

mercado de ações, sendo a única bolsa de valores, mercadorias e futuros do país. A negociação nessa bolsa é realizada por corretoras

membros.

A negociação de valores mobiliários na BM&FBOVESPA pode ser suspensa a pedido de uma empresa antes do anúncio

substancial. A negociação ainda pode ser suspensa por iniciativa da BM&FBOVESPA ou da CVM, com base em ou devido a, entre

outros motivos, indícios de que a empresa forneceu informações inadequadas a respeito de um evento significativo ou forneceu

respostas inadequadas às investigações realizadas pela CVM ou pela BM&FBOVESPA.

A negociação de valores mobiliários listados na BM&FBOVESPA, incluindo o Novo Mercado, Níveis 1 e 2 e outros dois segmentos

de acesso denominados Bovespa Mais e Bovespa Mais Nível 1 de Segmentos de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa,

pode ser realizada fora das bolsas, no mercado de balcão não organizado, em determinadas circunstâncias específicas.

Embora o mercado de valores mobiliários brasileiro seja o maior da América Latina em termos de capitalização, ele é menor e menos

líquido que os principais mercados de títulos norte-americanos e europeus. Além disso, a BM&FBOVESPA é significativamente

menos líquida que a NYSE ou outras grandes bolsas do mundo.

Embora todas as ações em circulação de uma companhia listada possam ser negociadas na BM&FBOVESPA, menos da metade das

ações listadas estão realmente disponíveis para negociação pelo público, o restante sendo detido por pequenos grupos de

controladores, por entidades governamentais ou por um acionista principal. A volatilidade e a falta de liquidez relativas dos mercados

de títulos brasileiros podem limitar substancialmente a sua capacidade de venda das ações preferenciais no momento e preço que você

desejar e, como resultado disso, podem afetar negativamente o preço de mercado desses títulos.

A fim de reduzir a volatilidade, a BM&FBOVESPA adotou um sistema “circuit breaker”, de acordo com o qual as sessões de

negociação podem ser suspensas por um período de 30 minutos, uma hora ou por um período mais longo, sempre que índices da

BM&FBOVESPA caírem abaixo dos limites especificados de 10%, 15% e 20%, respectivamente, com relação aos níveis de índices

para a sessão anterior de negociação.

Quando acionistas negociarem ações na BM&FBOVESPA, a negociação será liquidada em três dias úteis após a data da

negociação. A entrega e o pagamento das ações são realizados por meio da BM&FBOVESPA, que lida com a liquidação multilateral

de obrigações financeiras e operações envolvendo títulos mobiliários. De acordo com os regulamentos aplicáveis, a liquidação

financeira é realizada através de um sistema do Banco Central e as operações envolvendo compra e venda de ações são liquidadas

através da BM&FBOVESPA. Todas as entregas contra o pagamento final são irrevogáveis.

A negociação nas bolsas de valores brasileiras por não residentes no Brasil está sujeita a procedimentos de registro.

149

Page 173: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Práticas de Governança Corporativa

Em 2000, a BM&FBOVESPA criou três segmentos especiais de listagem, conhecidos como Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciadas de

Governança Corporativa e Novo Mercado, com o objetivo de fomentar um mercado secundário para títulos emitidos por empresas

brasileiras listadas na BM&FBOVESPA, ao instar essas empresas a seguir boas práticas de governança corporativa. Esses segmentos

de listagem foram projetados para a negociação de ações emitidas por empresas que voluntariamente se comprometessem a seguir

práticas de governança corporativa e requisitos de transparência em acréscimo àqueles já impostos pela lei brasileira. Essas normas em

geral aumentam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos acionistas. Recentemente, a

BM&FBOVESPA revisou os Níveis 1 e 2 das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa e as normas do Novo Mercado em

duas ocasiões. As primeiras alterações nas normas do Novo Mercado entraram em vigor em 06 de fevereiro de 2006 e as primeiras

alterações nas Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa entraram em vigor em 10 de fevereiro de 2006. A segunda e mais

recente rodada de alterações nas normas do Novo Mercado e nas Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa entrou em vigor

em 10 de maio de 2011.

Recentemente, a BM&FBovespa colocou em discussão alterações nas normas do Novo Mercado e do Nível 2 e está em curso uma

audiência pública para receber contribuições dos investidores, dos escritórios de advocacia, dos bancos e dos demais participantes dos

mercados de capitais a fim de aperfeiçoar as normas.

A partir da data de entrada em vigor, a fim de se tornar uma empresa do Nível 1, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um

emitente deve concordar em: (i) garantir que ações representando pelo menos 25% do seu capital total estejam efetivamente

disponíveis para negociação; (ii) adotar procedimentos de oferta que favoreçam que um grande número de interessados possam

adquirir as ações sempre que houver uma oferta pública; (iii) atender a padrões mínimos de divulgação trimestral de informações; (iv)

seguir políticas mais estritas de divulgação de informações a respeito das transações realizadas por seus acionistas controladores, pelos

membros do seu conselho de administração e por seus diretores no que diz respeito aos títulos emitidas pela emissora; (v) submeter

quaisquer acordos de acionistas e planos de opções de ações existentes à BM&FBOVESPA; (vi) disponibilizar aos seus acionistas um

cronograma dos eventos corporativos; (vii) elaborar e divulgar uma política de negociação de títulos aplicável à empresa, aos seus

acionistas controladores, aos membros do conselho e à diretoria, bem como aos membros de outros órgãos estatutários da empresa que

tenham funções técnicas e de consultoria; (viii) elaborar e divulgar um código de conduta que estabeleça os valores e princípios que

deverão servir de orientação para as atividades da empresa e para o relacionamento com a diretoria, os funcionários, os prestadores de

serviços e demais pessoas físicas e jurídicas afetadas pela empresa; e (ix) proibir que uma mesma pessoa ocupe os cargos de

Presidente do Conselho de Administração e Diretor-Presidente (ou CEO) da empresa.

Para se tornar uma empresa do Nível 2, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emitente deverá concordar, entre outras

coisas, em: (i) cumprir com todas as exigências de postagem das empresas do Nível 1; (ii) em garantir os direitos de tag-along para

todos os seus acionistas no que se refere a uma transferência do controle da empresa, oferecendo o mesmo preço por ação pago às

ações ordinárias do bloco controlador; (iii) conceder direitos de voto aos titulares de ações preferenciais no que se refere a

determinadas reestruturações societárias e transações com partes relacionadas, tais como: (a) qualquer alteração da empresa para outro

tipo de pessoa jurídica; (b) qualquer fusão, consolidação ou cisão da empresa; (c) aprovação de quaisquer transações entre a empresa e

seu acionista controlador, incluindo as partes relacionadas com o acionista controlador; (d) aprovação de qualquer avaliação de ativos

a serem entregues pela empresa em pagamento por ações emitidas em um aumento de capital; (e) nomeação de um perito para avaliar

o justo valor das ações da empresa em conexão com qualquer oferta de compra de ações para retirada do registro ou listagem no Nível

2; e (f) quaisquer alterações nesses direitos de voto que prevalecerão durante todo o tempo em que o acordo para adesão ao segmento

do Nível 2 da BM&FBOVESPA estiver em vigor; (iv) ter um conselho de administração composto por pelo menos cinco membros,

dos quais no mínimo 20% dos membros deverão ser independentes, com um mandato limitado a dois anos; (v) preparar

demonstrações financeiras anuais consolidadas em inglês, incluindo as demonstrações do fluxo de caixa, em conformidade com o

padrões contábeis internacionais, tais como os GAAP Norte-Americanos ou as IFRS (Normas Internacionais de Contabilidade); (vi)

efetuar uma oferta de compra de ações pelo acionista controlador da empresa (o preço mínimo a ser oferecido pelas ações será

determinado por um processo de avaliação), se ela decidir sair da listagem no segmento do Nível 2; (vii) aderir exclusivamente às

normas da Câmara de Arbitragem da BM&FBOVESPA para a solução de disputas entre a empresa e seus investidores; (viii) fazer

com que o Conselho de Administração elabore e divulgue um parecer prévio e justificado com relação a todas e quaisquer ofertas

públicas para a aquisição de ações emitidas pela empresa, que analise, entre outros aspectos, os impactos da oferta nos interesses da

empresa e dos acionistas, bem como na liquidez das ações emitidas pela empresa, e contendo uma recomendação final e justificada

para aceitação ou rejeição da oferta pelos acionistas; e (ix) não incluir no estatuto social da empresa disposições que (a) restrinjam o

número de votos de um acionista ou grupo de acionistas para percentuais abaixo de 5% (cinco por cento) das ações com direito a voto,

com exceção dos casos de desnacionalização ou dos limites impostos pelas leis e regulamentos aplicáveis à empresa; e, a não ser que

algo diverso esteja previsto pela lei ou regulamentos, (b) exijam um quórum qualificado para assuntos que serão submetidos à

assembleia geral de acionistas, ou (c) restrinjam o exercício de um voto favorável pelos acionistas ou que penalizem os acionistas que

votarem a favor da supressão ou alteração de disposições dos estatutos.

Page 174: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Para ser listado no segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, um emitente dever satisfazer todos os requisitos exigidos acima

para os Níveis 1 e 2, além de emitir apenas ações ordinárias (com direito a voto).

Em 26 de setembro de 2006, celebramos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações preferenciais no segmento do

Nível 1, com entrada em vigor na data imediatamente posterior à data da publicação do anúncio da listagem no Brasil, por força do

qual concordamos em cumprir e em continuar cumprindo todos os requisitos de uma listagem de Nível 1.

150

Page 175: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em setembro de 2015, a BM&FBovespa criou um programa especial de governança corporativa chamado “Programa Destaque em

Governança de Estatais” focado em empresas estatais que possam fazer uma IPO, com o objetivo de estimular essas empresa a

melhorar suas práticas de governança corporativa.

O programa pretende aumentar a confiança no relacionamento entre os investidores e as empresas estatais após os episódios de

corrupção que ocorreram no Brasil. O programa apresenta algumas medidas concretas e diretas que colaboram para diminuir a

incerteza com relação à administração das empresas, bem como com relação à divulgação de informações, principalmente no que diz

respeito ao interesse público e a seus limites com relação ao elemento político a ele relacionado.

Fazer parte do Programa é uma decisão voluntária e as empresas podem escolher entre duas categorias diferentes, de acordo com seus

níveis pretendidos de governança e divulgação de informações.

Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei No 13.303, a qual estabelece as normas aplicáveis às

empresas estatais, às empresas controladas pelo governo e suas controladas, regulamentando o Art. 173 da Constituição Brasileira de

1988 (“Lei das Empresas Estatais”).

O tema principal da Lei de Empresas Estatais está associado às normas de governança que se tornaram aplicáveis às?a empresas

estatais e às empresas controladas pelo governo, as quais são agora forçados a adotar padrões mais elevados de divulgação de

informações técnicas e financeiras, e a seguir alguns critérios específicos para a nomeação dos seus diretores e executivos.

Entre os novos critérios estabelecidos por lei, há dois destaques: os nomeados são obrigados a ter uma formação acadêmica e

experiência profissional anterior em áreas relacionadas ao negócio da empresa estatal ou subsidiária pelo governo na qual esses

estariam trabalhando; e as empresas estatais estão proibidas de nomear membros de partidos políticos ou membros do poder

legislativo, bem como terceiros a esses relacionados.

Além disso, a lei fortalece toda a estrutura de governança e controles internos e externos das empresas estatais e empresas controladas

pelo governo, estabelecendo a obrigação de divulgação periódica pública de relatórios técnicos e financeiros, a manutenção de um

comitê estatutário independente de auditoria interna, e o envio obrigatório para auditoria externa por empresas de auditoria

independentes, bem como pelos órgãos de fiscalização da administração pública, como os Tribunais de Contas Federal, Estadual e

Municipal.

Também foi definida pela Lei das Empresas Estatais a função social das empresas controladas pelo governo ou estatais, que é a

promoção do interesse público relacionado aos seus negócios, que deve ser guiada por uma gestão econômica eficiente e por uma

gestão racional dos recursos, garantindo um crescimento econômico sustentável, com o objetivo de aumentar o acesso dos

consumidores aos produtos e serviços prestados por essa empresa, de desenvolver tecnologias nacionais, a fim de melhorar os

produtos e a prestação de serviços, e de promover práticas ambientalmente sustentáveis e socialmente responsáveis, sempre em uma

forma economicamente justificada.

Além disso, a Lei de Empresas Estatais estabelece regras sobre licitações públicas para a contratação e execução de contratos por

empresas públicas, com o objetivo de aumentar a transparência e a efetividade dos controles interno e externo relacionados com a

adequabilidade dos processos.

Embora a norma tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas controladas pelo governo ou estatais

possuem até 24 meses para se adaptar às novas exigências legais.

Investimento nas nossas Ações Preferenciais por Não Residentes do Brasil

Os investidores residentes fora do Brasil, incluindo os investidores institucionais, estão autorizados a adquirir instrumentos de capital

próprio, incluindo as nossas ações preferenciais, na bolsa de valores brasileira, desde que cumpram as exigências de registro previstas

na Resolução No 4.373 do CMN e na Instrução da CVM No 560, a partir de 27 de março de 2015. Com algumas poucas exceções, nos

termos da resolução No 4.373, os investidores estão autorizados a realizar qualquer tipo de transação nos mercados de capitais

financeiros brasileiros envolvendo um título listado em bolsa, mercado de futuros ou mercado de balcão organizado. Os investimentos

e remessas para fora do Brasil de ganhos, dividendos, lucros ou outros pagamentos de acordo com as nossas ações preferenciais são

feitos através do mercado de câmbio.

A fim de se tornar um investidor da Resolução Nº 4.373, um investidor residente fora do Brasil deve:

nomear pelo menos um representante no Brasil que será responsável pelo cumprimento das exigências e procedimentos de

registro e relatório perante o Banco Central e a CVM. Esse representante deverá ser uma instituição financeira ou uma

instituição devidamente autorizada pelo Banco Central que será conjunta e individualmente responsável pelas obrigações

do representante;

por intermédio do seu representante, se registrar como um investidor estrangeiro perante a CVM, e registrar o

investimento perante o Banco Central;

151

Page 176: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

nomear pelo menos um custodiante devidamente autorizado pela CVM;

nomear um representante no Brasil para fins de tributação;

obter um número de identificação de contribuinte das autoridades fiscais federais brasileiras - Receita Federal (Receita

Federal Brasileira); e

os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 4.373

devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo

Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos pelos investidores estrangeiros é geralmente restrita às

transações envolvendo títulos para a aquisição ou venda em bolsas de valores ou nos mercados de balcão organizados

licenciados pela CVM, ou aos outros casos que possam estar previstos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos

em tempos.

Diferenças Significativas entre as nossas Práticas de Governança Corporativa e os Padrões de Governança Corporativa da NYSE

Estamos sujeitos aos padrões de listagem de governança corporativa da NYSE. Como emissores privados estrangeiros, as normas

aplicáveis a nós são consideravelmente diferentes dos padrões aplicados às empresas listadas norte-americanas. Segundo as regras da

NYSE, devemos cumprir as seguintes normas de governança corporativa: (i) devemos satisfazer as exigências da Norma 10A-3 da Lei

de Valores Mobiliários, inclusive ter um conselho fiscal (Conselho Fiscal) ou conselho de auditoria, de acordo com uma isenção

aplicável disponível aos emitentes privados estrangeiros, que cumpre determinadas exigências, como discutido abaixo; (ii) devemos

fornecer à NYSE declarações anuais e provisórias por escrito, conforme exigidas pelas normas de governança corporativa da NYSE;

(iii) devemos fornecer uma certificação imediata pelo nosso diretor presidente a respeito de qualquer descumprimento relevante com

quaisquer normas de governança corporativa; e (iv) devemos fornecer uma breve descrição das diferenças significativas entre as

nossas práticas de governança corporativa e as práticas de governança corporativa da NYSE que devem ser seguidas pelas empresas

listadas norte-americanas. A discussão das diferenças significativas entre as nossas práticas de governança corporativa e aquelas

exigidas das empresas listadas norte-americanas segue abaixo.

Maioria dos Conselheiros Independentes

As regras da NYSE exigem que uma maioria do conselho deve consistir de conselheiros independentes. A independência é definida

por diversos critérios, incluindo a ausência de uma relação relevante entre o conselheiro e a companhia listada. Embora a legislação

brasileira não tenha uma exigência semelhante, o Novo Mercado e as normas do Nível 2 exigem que as companhias listadas tenham

um conselho de administração composto de, no mínimo, cinco membros, dos quais um mínimo de 20% dos conselheiros deve ser

independente de acordo com o diferente critérios definidos nos regulamentos (tais como a ausência de uma relação relevante entre o

conselheiro e a empresa listada ou o acionista controlador). O segmento do Nível 1 da BM&FBOVESPA em que estamos listados

apenas exige que o conselho seja composto por um mínimo de três membros, e não exige qualquer participação pelos conselheiros

independentes e, portanto, ao amparo da legislação brasileira e das regras do Nível 1, nem o nosso Conselho de Administração nem a

nossa administração são obrigados a testar a independência dos conselheiros antes da sua eleição para o conselho. No entanto, tanto a

Lei das Sociedades Anônimas quanto a CVM estabeleceram regras que exigem que os conselheiros cumpram determinadas exigências

de qualificação e que direcionem a remuneração e os deveres e responsabilidades dos, bem como as restrições aplicáveis aos, diretores

e conselheiros de uma empresa. Enquanto os nossos conselheiros cumprem as exigências de qualificação da Lei das Sociedades

Anônimas e da CVM, bem como do segmento do Nível 1 da BM&FBOVESPA, não acreditamos que a maioria dos nossos

conselheiros seria considerada independente de acordo com o teste da NYSE de independência dos conselheiros. A Lei das

Sociedades Anônimas e os nossos estatutos exigem que os conselheiros sejam eleitos pelos nossos acionistas na assembleia geral de

acionistas.

Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei de Empresas Estatais que, entre outras definições,

estabelece as exigências mínimas para a nomeação de gerentes, tais como: I - (a) ter experiência profissional mínima de 10 anos com o

segmento público ou privado, com relação à empresa estatal pretendida, ou em outros segmentos relacionados com relação a um cargo

administrativo superior àquele para o qual ele foi nomeado; ou (b) ter experiência profissional mínima de quatro anos em um dos

seguintes cargos: cargo de gerente superior em empresas similares, considerando o tamanho ou o negócio da empresa estatal

pretendida; (b.1) ter ocupado cargos ou funções confiáveis equivalentes ou superiores a DAS-4 no segmento público; (b.2) ter sido

professor ou pesquisador de temas relacionados ao negócio da empresa estatal pretendida; (b3) ter uma experiência profissional

independente mínima de quatro anos em atividades direta ou indiretamente relacionadas ao negócio da empresa estatal pretendida; (c)

ter um título acadêmico em áreas que consideram o negócio da empresa estatal pretendida; II - não se enquadrar na hipótese de não

admissão; e III - não ser declarado inelegível com relação à Lei Complementar nº 64 de 1990.

Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24

(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais. Independentemente disso, a última eleição de nossos membros do

Conselho de Administração e dos nossos Diretores Executivos cumpriu plenamente essas regras.

152

Page 177: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Sessões Executivas

As regras da NYSE exigem que os conselheiros não administrativos devem se reunir em sessões executivas programadas regularmente

sem a presença da administração. A Lei das Sociedades Anônimas não possui uma disposição semelhante. De acordo com a Lei das

Sociedades Anônimas, até um terço dos membros do Conselho de Administração pode ser eleito para a Diretoria Executiva. Os

demais conselheiros não administrativos não têm poderes expressos para atuar como supervisores da administração, e não há nenhuma

exigência de que esses conselheiros se reúnam regularmente sem a administração. Como resultado disso, os conselheiros não-

administrativos do nosso conselho não se reúnem em sessão executiva.

Comitê de Nomeação/Governança Corporativa

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas tenham um comitê de nomeação/governança corporativa composto inteiramente

por conselheiros independentes e regido por um estatuto por escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando as suas

responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras, a identificação e a seleção dos nomeados a membros do conselho

qualificados e o desenvolvimento de uma série de princípios de governança corporativa aplicáveis à empresa. A legislação brasileira

não possui uma exigência similar.

A Lei de Empresas Estatais estabelece que as empresas estatais devem ter um Comitê Interno para monitorar e avaliar os processos de

nomeação e o cumprimento das exigências mínimas para os novos membros administrativos.

Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24

(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais. Em 25 de janeiro de 2017, criamos uma comissão interna temporária

de nomeação para verificar o cumprimento dos membros indicados para a nossa administração.

Comitê de Remuneração

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas tenham um comitê de remuneração composto inteiramente por conselheiros

independentes, e regido por um estatuto por escrito tratando da finalidade pretendida do comitê, e detalhando as suas

responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras coisas, a revisão das metas corporativas relevantes para a remuneração do

diretor presidente, a avaliação do desempenho do diretor presidente, a aprovação dos níveis de remuneração do diretor presidente e a

recomendação ao conselho da remuneração não referente ao diretor presidente, a remuneração de incentivo e os planos baseados em

ações. Não somos obrigados, ao amparo das leis aplicáveis brasileiras, a ter um comitê de remuneração. Ao amparo da Lei das

Sociedades Anônimas, o valor total disponível para remuneração dos nossos conselheiros e diretores executivos e para os pagamentos

de divisão de lucros aos nossos diretores executivos é estabelecido pelos nossos acionistas na assembleia geral ordinária. O Conselho

de Administração é então responsável pela determinação da remuneração individual e pela divisão de lucros de cada diretor executivo,

bem como pela remuneração dos membros do nosso conselho e do comitê. Ao realizar essas determinações, o conselho revisa o

desempenho dos diretores executivos, incluindo o desempenho do nosso diretor presidente, o que tipicamente o isenta de discussões a

respeito do seu desempenho e remuneração.

Conselho Fiscal

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas possuam um conselho fiscal que: (i) seja composto por um mínimo de três

conselheiros independentes que sejam financeiramente letrados; (ii) cumpra as normas da SEC com relação aos conselhos fiscais de

empresas listadas; (iii) tenha pelo menos um membro que tenha perícia contábil, financeira ou administrativa; e (iv) seja regido por

um estatuto por escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando as suas responsabilidades exigidas. Entretanto, na

qualidade de emitentes privados estrangeiros, precisamos somente cumprir a exigência de que o conselho fiscal cumpra as normas da

SEC relacionadas a conselhos fiscais para empresas listadas. A Lei das Sociedades Anônimas exige que as Empresas Estatais possuam

um Conselho Fiscal permanente composto de três a cinco membros que sejam eleitos na assembleia geral de acionistas.

Além disso, a nova Lei de Empresas Estatais estabelece que as empresas estatais devem ter um Conselho Fiscal Interno, o qual terá as

funções listadas no estatuto da empresa estatal, tais como: (i) decidir a respeito da contratação e demissão de auditores independentes;

(ii) supervisionar as atividades dos auditores independentes, avaliando a sua independência, a qualidade do serviço prestado, e se esses

serviços se adequam à necessidade da empresa; (iii) supervisionar as atividades desenvolvidas nos Controles Internos e no

departamento de Auditoria Interna, e a atividade de produção das demonstrações financeiras da empresa estatal; (iv) monitorar a

qualidade e a integridade dos mecanismos de controle internos e a respeito das demonstrações financeiras e liberações que foram

divulgadas pela empresa estatal; (v) avaliar e monitorar as exposições de risco da empresa relacionadas: (a) ao pagamento da

administração; (b) à utilização de ativos; e (c) às despesas; (vi) à avaliação e ao monitoramento do Departamento de Auditoria Interna,

e ao cumprimento das transações de terceiros em conformidade com a administração; (vii) à liberação de um relatório anual

relacionado às informações a respeito de atividades, resultados, conclusões e recomendações do Conselho Fiscal, registrando opiniões

conflitantes a respeito das demonstrações financeiras da administração, do Departamento de Auditoria Interna e do Conselho Fiscal

Page 178: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Interno; e (viii) à avaliação do caráter razoável dos padrões a respeito de cálculos atuariais, bem como aos resultados atuariais dos

planos de aposentadoria que tiverem sido mantidos pelo fundo de previdência quando os patrocinadores das empresas estatais

fecharam as empresas de previdência. Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua

publicação, as empresas estatais têm até 24 (vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.

153

Page 179: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Aprovação pelo Acionista dos Planos de Bonificações de Ações

As normas da NYSE exigem que os acionistas tenham a oportunidade de votar a respeito de todos os planos de bonificação de ações e

revisões relevantes a respeito desse, com exceções limitadas. Ao amparo da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas devem

aprovar todos os planos de opções de ações. Além disso, qualquer emissão de novas ações está sujeita à aprovação do acionista.

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas adotem e divulguem as diretrizes de governança corporativa. Embora a lei

aplicável não tenha uma exigência similar, adotamos diretrizes de governança corporativa que estão previstas no Código das Práticas

de Governança Corporativa da Eletrobras. Além disso, ainda adotamos e observamos uma política de divulgação, a qual exige a

divulgação pública de todas as informações relevantes de acordo com as diretrizes previstas pela CVM, bem como uma política de

utilização de informações privilegiadas, a qual, entre outras coisas, estabelece períodos de embargo e exige que as partes privilegiadas

informem a administração a respeito de todas as operações envolvendo os nossos títulos.

Código de Conduta Comercial e Ética

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas adotem e divulguem um código de conduta comercial e ética para os

conselheiros, diretores e funcionários, e divulguem imediatamente quaisquer renúncias do código para conselheiros ou diretores

executivos. A BM&F Bovespa possui uma exigência similar para as empresas que estão listadas de acordo com o Nível 1, Nível 2 ou

nos segmentos de governança corporativa do Novo Mercado, e, em 2010, introduzimos o “Código de Ética Único das Empresas

Eletrobras” que estabelece os princípios éticos a serem observados por todos os membros do conselho de administração, diretores

executivos, funcionários, equipe terceirizada, prestadores de serviço, trainees e jovens aprendizes.

Atualizamos recentemente o nosso Código de Ética e adotamos diversos compromissos de conduta e políticas internas (tais como

diretrizes para conformidade com nossa Política Anticorrupção) que têm por objetivo orientar o comportamento das partes relevantes,

tais como administração, empregados e empreiteiras e reforçar nossos princípios e normas de comportamento ético e conduta

profissional.

A Lei de Empresas Estatais estabelece que todas as empresas estatais devem ter o seu próprio Código de Conduta, o qual fornecerá as

diretrizes e padrões de conduta para todas as atividades desenvolvidas pela empresa estatal. As empresas devem criar uma divisão para

receber queixas e renúncias relacionadas à não conformidade com o Código.

Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24

(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.

Função de Auditoria Interna

As normas da NYSE exigem que as empresas listadas mantenham uma função de auditoria interna para fornecer à administração e ao

conselho fiscal avaliações permanentes dos processos de administração de risco e do sistema de controle interno da empresa. A

legislação brasileira não possui uma exigência similar.

D. Acionistas Vendedores

Não aplicável.

E. Diluição

Não aplicável.

F. Despesas de Emissão

Não aplicável.

ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS

A. Capital Social

Não aplicável.

154

Page 180: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

B. Contrato e Estatuto Social

Objeto Social

Os nossos estatutos estabelecem que os nossos objetos sociais são:

(1) construir e operar usinas de energia e linhas de transmissão para gerar e distribuir de energia elétrica, e celebração de transações

comerciais, tais como a comercialização de energia elétrica;

(2) cooperar com o governo para estabelecer a política de energia pública nacional;

(3) oferecer suporte financeiro às nossas controladas;

(4) promover e apoiar a pesquisa de interesses do setor energético, ligada à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,

assim como estudos relativos à utilização de reservatórios para diversas finalidades;

(5) contribuir para o treinamento do pessoal técnico necessário pelo setor de energia elétrica brasileiro por meio de cursos

especializados; podemos também oferecer assistência às entidades educacionais no Brasil ou no exterior; e

(6) cooperar técnica e administrativamente com as nossas controladas e o governo.

O nosso Conselho de Administração não tem o poder de votar a respeito da remuneração dos seus membros. Somente os nossos

acionistas podem aprovar essas questões. Não existe nenhum limite de idade prescrito para a saída de membros do nosso Conselho de

Administração.

Descrição do nosso Capital Social

Geral

Somos uma Empresa de economia mista, autorizada e constituída de acordo com a Lei brasileira No 3.890-A, de 25 de abril de

1961. Estamos registrados perante as autoridades tributárias brasileiras com o CNPJ número 00.001.180/0001-26.

O nosso capital social está dividido em três tipos de ações: ações ordinárias, ações preferenciais classe “A” (que foram emitidas antes

de 23 de junho de 1969) e ações preferenciais classe “B” (que foram emitidas desde 23 de junho de 1969).

Em setembro de 2006, firmamos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar as nossas ações no segmento Nível 1 da governança

corporativa da BM&FBOVESPA, cuja vigência teve início em 29 de setembro de 2006. A negociação das nossas ações no Nível 1

começou em 29 de setembro de 2006.

Histórico do Nosso Capital Social

O nosso capital social era de R$ 31.305 milhões em 31 de dezembro de 2016.

Ações em Tesouraria

Não possuímos ações em tesouraria e não temos um programa para recompra das nossas ações.

Direitos Anexados às Nossas Ações

Ações ordinárias

Cada uma das nossas ações dá o direito de um voto ao seu titular em todas as questões submetidas à votação dos acionistas em uma

assembleia geral ordinária ou extraordinária dos acionistas. Além disso, no caso de nossa liquidação, os titulares das nossas ações têm

o direito de compartilhar de todos os nossos ativos remanescentes, após o pagamento de todos os nossos passivos, proporcionalmente,

em conformidade com as suas respectivas participações no valor total das ações ordinárias emitidas e em circulação. Os titulares das

nossas ações ordinárias podem participar de todos os aumentos de capital futuros por nós realizados.

Page 181: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Ações Preferenciais

As nossas ações preferenciais possuem atributos diferentes com relação às nossas ações ordinárias, uma vez que os titulares das nossas

ações preferenciais não têm o direito de votar em assembleias de acionistas ordinárias ou extraordinárias, mas têm direito preferencial

ao reembolso de capital, à distribuição de dividendos e prioridade em caso de insolvência. As nossas ações preferenciais não podem

ser convertidas em ações ordinárias.

As ações preferenciais classe “A”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 8% ao ano,

prioritariamente para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. As ações preferenciais classe “B”, e

as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 6% ao ano, prioritariamente para a distribuição de

outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. Um dividendo não pago não é pagável em anos futuros para as ações

preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B”. As ações preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B” possuem classificação equivalente em uma liquidação.

155

Page 182: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, as ações preferenciais têm o direito de receber um dividendo no mínimo dez por cento acima do dividendo pago por cada

ação ordinária.

Transferência das Nossas Ações

As nossas ações não estão sujeitas a quaisquer restrições sobre transferência de ações. Sempre que uma transferência de titularidade de

ações ocorrer, a empresa financeira na qual essas ações estão depositadas pode coletar do acionista que as estiver transferindo, o custo

de quaisquer serviços relacionados à sua transferência brasileira, sujeito às taxas máximas estabelecidas pela CVM.

Direitos de Preferência

Nenhum direito de preferência se aplica à emissão ou transferência das nossas ações.

Resgate

Não podemos resgatar as nossas ações.

Registro

As nossas ações são mantidas na forma escritural com o J.P. Morgan Chase Bank N.A., que atuará como agente de custódia das nossas

ações. As transferências das nossas ações serão realizadas por meio escritural pelo J.P. Morgan Chase Bank N.A. em seu sistema

contábil, debitando a conta das ações do vendedor e creditando a conta de ações do comprador, mediante um pedido por escrito de

quem estiver transferindo ou uma autorização ou ordem judicial para afetar essas transferências.

Notificação de Interesse em Nossas Ações

Qualquer acionista que adquirir 5% ou mais do nosso capital social de qualquer classe está obrigado a comunicar a Empresa

imediatamente na conclusão da transação. Essa obrigação ainda se aplica aos titulares de ADRs, debêntures conversíveis e opções de

ações. Após o recebimento dessa notificação, a Empresa informará essa transação por meio de uma notificação que será carregada no

site da CVM e atualizará devidamente as suas informações corporativas no seu Formulário de Referência, dentro de sete dias úteis da

ocorrência da transação.

Assembleias Gerais de Acionistas

A lei brasileira de Empresas não permite que os acionistas aprovem questões por meio de consentimento escrito obtido como resposta

a um procedimento de solicitação de consentimento. Todas as questões sujeitas à aprovação pelos acionistas devem ser aprovadas em

uma assembleia geral devidamente convocada. Existem dois tipos de assembleias de acionistas: ordinárias e extraordinárias. As

assembleias ordinárias ocorrem uma vez por ano, dentro dos 120 dias de nosso exercício fiscal, e as assembleias extraordinárias

podem ser convocadas sempre que for necessário.

As assembleias de acionistas são convocadas pelo nosso conselho de administração. O edital dessas assembleias é enviado aos

acionistas e, além disso, os editais são publicados em um jornal de circulação geral em nossa sede e em nosso website, no mínimo 15

dias antes da assembleia.

As assembleias de acionistas ocorrem em nossa sede em Brasília. Os acionistas podem ser representados em uma assembleia de

acionistas por procuradores que sejam: (i) acionistas da empresa; (ii) um advogado brasileiro, (iii) um membro de nossa

administração, ou (iv) uma instituição financeira.

Em assembleias devidamente convocadas, os nossos acionistas podem tomar qualquer medida com relação aos nossos negócios. As

medidas a seguir podem ser tomadas pelos nossos acionistas em assembleias gerais:

aprovação das nossas contas anuais;

eleição e destituição dos membros de nosso conselho de administração e do nosso conselho fiscal;

alteração de nossos estatutos;

aprovação de nossa fusão, consolidação ou cisão;

Page 183: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

aprovação da nossa dissolução ou liquidação, bem como a eleição e dispensa de liquidantes e a aprovação das suas contas;

concessão de bonificação de ações e aprovação de cisões ou grupamento de ações;

aprovação de programas de opções de ações para nossa administração e funcionários; e

156

Page 184: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

aprovação do pagamento de dividendos.

Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal

O Conselho de Administração é composto por dez membros, dos quais sete são nomeados pelo acionista controlador; um pelos

acionistas minoritários, um pelos acionistas minoritários detentores de ações preferenciais; e um pelos funcionários, todos eles

nomeados por um período de um ano com a possibilidade de reeleição. No entanto, em 2016, a eleição dos sete membros do Conselho

de Administração que o acionista majoritário tem direito de nomear adotou o processo de voto múltiplo, em decorrência de solicitação

de um acionista minoritário que representa mais de 0,5% de nosso capital social. Assim, o acionista majoritário nomeou seis membros

do Conselho de Administração dentre os sete membros a que tinha direito, enquanto o sétimo foi designado pelos acionistas

minoritários. Em 2016, dos nove membros do Conselho de Administração, dois são membros independentes de acordo com os

critérios da BM&FBOVESPA e IBGC (Instituto Brasileiro de Governança Corporativa); oito dos nove membros não são executivos,

ou seja, não participam da gestão diária da empresa, e um dos nove membros é um executivo, nosso CEO.

O Conselho Fiscal é responsável por supervisionar as ações dos gestores e opinar sobre nossa saúde financeira. Suas atribuições são

estabelecidas em nosso Estatuto e regras processuais incluídas no Regulamento Interno. O Conselho Fiscal é um órgão de

administração permanente e cumpre com os requisitos determinados pela SEC para atuar como Comitê de Auditoria desde 2006,

tendo entre seus membros um especialista financeiro com atribuições adicionais, conforme exigido pela SEC:

Expressar opinião sobre a retenção de auditores independentes;

Expressar opinião sobre a contratação de consultores especializados, quando necessário, para cumprir suas obrigações;

Gerenciar seu próprio orçamento; e

Receber, analisar e tratar adequadamente reclamações e queixas de terceiros ou funcionários, mesmo que anonimamente, em

relação a procedimentos contábeis internos e controles.

O Conselho Fiscal é composto por cinco membros e os respectivos suplentes, dos quais três são nomeados pelo acionista controlador;

um pelos acionistas minoritários e outro pelos acionistas minoritários detentores de ações preferenciais.

A Diretoria Executiva é responsável pela gestão de nossos negócios de acordo com as diretrizes estratégicas estabelecidas pelo

Conselho de Administração. A Diretoria Executiva é composta por sete membros, incluindo o Diretor Presidente, eleitos pelo

Conselho de Administração. Suas responsabilidades são determinadas pelo nosso Regulamento Interno e Estatuto, bem como pelas

leis aplicáveis. O mandato dos Diretores é de até três anos, com possibilidade de reeleição, e não há plano de sucessão em vigor.

Em 22 de julho de 2016, o Conselho de Administração elegeu os nossos sete Diretores, incluindo o nosso atual Diretor Executivo, Sr.

Wilson Pinto Ferreira Junior.

Qualificações

Todos os membros do Conselho de Administração, da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal devem ser brasileiros. Os nossos estatutos

estipulam que determinadas pessoas não podem ser nomeadas para a administração da empresa, inclusive aquelas que: forem desqualificadas

pela CVM, forem declaradas falidos ou forem condenadas por certos crimes, tais como suborno e crimes contra a economia.

Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei de Empresas Estatais que, entre outras definições,

estabelece as exigências mínimas para a nomeação de gerentes, tais como: I - (a) ter experiência profissional mínima de 10 anos com o

segmento público ou privado, com relação à empresa estatal pretendida, ou em outros segmentos relacionados com relação a um cargo

administrativo superior àquele para o qual ele foi nomeado; ou (b) ter experiência profissional mínima de quatro anos em um dos

seguintes cargos: cargo de gerente superior em empresas similares, considerando o tamanho ou o negócio da empresa estatal

pretendida; (b.1) ter ocupado cargos ou funções confiáveis equivalentes ou superiores a DAS-4 no segmento público; (b.2) ter sido

professor ou pesquisador de temas relacionados ao negócio da empresa estatal pretendida; (b3) ter uma experiência profissional

independente mínima de quatro anos em atividades direta ou indiretamente relacionadas ao negócio da empresa estatal pretendida; (c)

ter um título acadêmico em áreas que consideram o negócio da empresa estatal pretendida; II - não se enquadrar na hipótese de não

admissão; e III - não ser declarado inelegível com relação à Lei Complementar nº 64 de 1990.

As atas da assembleia de acionistas ou reunião de conselheiros que nomeiam um membro do Conselho de Administração ou da

Diretoria Executiva, respectivamente, devem detalhar as qualificações dessa pessoa e especificar o período do seu mandato.

Nomeação

Os membros do nosso Conselho de Administração são eleitos em assembleia geral para um mandato renovável de um ano.

157

Page 185: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Na qualidade de acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear sete membros do nosso Conselho de

Administração, dos quais seis são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Os

outros acionistas ordinários com direito de eleger um membro, e os titulares de ações preferenciais sem direito de voto que

representarem no mínimo dez por cento de todo nosso capital, têm o direito de eleger um membro, e um membro será eleito

representante dos funcionários, por meio de uma eleição organizada pela empresa e pelas empresas do sindicato. Um dos membros do

Conselho de Administração é nomeado Presidente da empresa.

De acordo com o Artigo 140 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976 (a “Lei das Sociedades Anônimas”), os membros do Conselho

de Administração serão eleitos por meio de Assembleias de Acionistas e poderão ser destituídos a qualquer momento.

De acordo com o Artigo 141, parágrafo 4, da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas minoritários poderão nomear um membro

do Conselho de Administração, da seguinte forma:

(i) titulares de ações ordinárias representando, pelo menos, 15% do total de ações ordinárias com direito de voto poderão nomear um

membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto;

(ii) titulares de ações preferenciais representando, pelo menos, 10% do capital social total de uma empresa poderão nomear um

membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto; e

(iii) se as porcentagens estabelecidas nos itens (i) e (ii) não forem cumpridas pelos titulares de ações ordinárias e ações preferenciais,

os titulares de ações ordinárias e os titulares de ações preferenciais representando, conjuntamente, mais de 10% do capital total de uma

empresa poderão nomear conjuntamente um membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto.

Esses direitos somente poderão ser exercidos pelos acionistas que comprovarem a sua propriedade de ações contínua durante os

últimos três meses antes da assembleia de acionistas da Eletrobras.

Esses direitos estão refletidos nos estatutos da Eletrobras (conforme declarado acima) e, dessa forma, não são aplicáveis em adição a

essas disposições.

Além disso, o Artigo 141 da Lei das Sociedades Anônimas e os regulamentos da CVM determinam que os acionistas detendo mais de

5% do capital votante poderão solicitar direitos de voto múltiplo, a fim de aumentar as suas chances de eleição de pelo menos um

membro para o Conselho de Administração. De acordo com o processo de voto múltiplo, cada ação com direito de voto está autorizada

a um número de votos equivalente ao número de cargos no conselho sendo preenchidos na assembleia de acionistas relevante, cujos

votos poderão ser dados para um único ou mais candidatos. Como resultado do voto múltiplo, os acionistas majoritários poderão ser

impedidos de controlar todos os cargos do conselho, enquanto os acionistas minoritários poderão estar autorizados a nomear pelo

menos um membro do referido órgão. As ações que estiverem participando do processo de voto múltiplo não serão contabilizadas para

fins de nomeação dos membros do conselho nas circunstâncias descritas nos parágrafos (i) ao (iii) acima (e vice-versa).

A fim de garantir que a maioria dos membros do conselho seja eleita pelo acionista majoritário, a Lei das Sociedades Anônimas

estabelece que, sempre que a eleição dos membros do conselho utilizar o voto múltiplo e os titulares de ações ordinárias ou ações

preferenciais elegerem membros do conselho em eleições separadas, o acionista majoritário sempre terá o direito de eleger esses

membros do conselho em um número equivalente ao número eleito pelos outros acionistas, mais um membro, mesmo se isso fizer

com que o conselho tenha mais membros que o número estabelecido nos estatutos da empresa (Artigo 141, parágrafo 7, da Lei das

Sociedades Anônimas).

A Lei das Sociedades Anônimas ainda estabelece que, sempre que o voto múltiplo for adotado e a assembleia geral de acionistas

destituir qualquer membro do cargo, todos os membros serão automaticamente destituídos do cargo e uma nova eleição será realizada.

Em outros casos de vacância, se nenhum membro substituto tiver sido eleito juntamente com os membros efetivos, a próxima

assembleia de acionistas elegerá todos os membros do conselho.

Os membros da nossa Diretoria Executiva são nomeados pelo nosso Conselho de Administração por um mandato de três anos.

O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três membros do nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários quanto os

titulares das nossas ações preferenciais têm o direito de nomear um membro cada um.

Reuniões

De acordo com os nossos Estatutos, o nosso Conselho de Administração deverá se reunir pelo menos uma vez por ano sem a presença

do CEO, e duas vezes por ano com a presença dos nossos auditores independentes. Historicamente, o nosso Conselho de

Administração se reúne uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos conselheiros ou pelo Presidente do

Conselho. Entre outras obrigações, o nosso Conselho de Administração é responsável por: (i) estabelecer nossas diretrizes de

negócios; (ii) determinar a organização societária de nossas controladas ou qualquer participação de capital em outras pessoas

158

Page 186: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

jurídicas; (iii) determinar Nossa política de empréstimos e financiamentos; e (iv) aprovar qualquer garantia a favor de qualquer uma de

nossas controladas em qualquer contrato financeiro. Os conselheiros não podem participar de discussões ou votar com relação a

questões nas quais eles estejam de alguma forma interessados.

A nossa Diretoria Executiva se reúne ordinariamente toda semana ou quando convocada por uma maioria dos seus diretores ou pelo

Presidente. Nosso Conselho de Diretores Executivos determina nossa política comercial geral, sendo responsável por todas as questões

relacionadas ao nosso gerenciamento e operações rotineiras, sendo o órgão controlador mais alto com relação à execução de nossas

diretrizes. Os membros da nossa Diretoria Executiva não podem participar de discussões ou votar com relação a questões nas quais

eles estejam de alguma forma interessados.

O Conselho Fiscal se reúne uma vez por mês.

Obrigações de Divulgação

A nossas obrigações de divulgação de informações são determinadas pelo Manual de Divulgação e Uso de Informações Relevantes e

Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Eletrobras, cuja cópia está disponível em nosso website. As informações

encontradas nesse website não são incorporadas por referência a este relatório anual.

C. Contratos Materiais

As nossas operações em Itaipu são feitas em conformidade com um tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre o Governo

Brasileiro e o Governo do Paraguai. Uma tradução desse tratado está inclusa como anexo deste relatório anual. Os termos materiais

desse tratado estão descritos no “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas.”

D. Controles Cambiais

O direito de converter dividendos ou pagamentos de juros e recursos da venda de ações em moeda estrangeira e remeter esses valores

para fora do Brasil está sujeito a restrições impostas pela legislação de investimentos estrangeiros que exige geralmente, entre outras

coisas, que os investimentos tenham sido registrados no Banco Central e na CVM. Essas restrições sobre a remessa de capital

estrangeiro para o exterior podem obstruir ou impedir que o custodiante das nossas ações preferenciais representadas por nossos ADSs

ou os titulares das nossas ações preferenciais convertam dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda das ações

preferenciais para dólares americanos e a remessa de dólares americanos para o exterior. Os titulares dos nossos ADSs podem ser

prejudicados por atrasos ou recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para converter os pagamentos em

moeda brasileira nas ações preferenciais que derivam nossos ADSs e remeter os produtos para o exterior.

A Resolução Nº 4.373 do Conselho Monetário Nacional determina a emissão de recibos de depósito em mercados estrangeiros

referentes às ações e outros títulos dos emitentes de ações listadas em bolsas brasileiras. O programa ADS foi aprovado de acordo com

o Anexo V da Resolução No 1.289, conhecido como Regulamentos do Anexo V pelo Banco Central e pela CVM, antes da emissão do

ADS. Dessa forma, os recursos da venda dos ADSs por titulares de ADR fora do Brasil estão isentos de controles brasileiros sobre

investimento estrangeiro e os titulares dos ADSs têm direito a tratamento tributário favorável. Ver o “Item 10.E, Tributação -

Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”

A Resolução No 4.373 do CMN, os investidores estrangeiros registrados perante a CVM podem comprar e vender títulos brasileiros,

incluindo as nossas ações preferenciais, nas bolsas de valores brasileiras, sem obter certificados de registro separados para cada

transação. O registro está disponível para investidores estrangeiros qualificados, que inclui principalmente instituições financeiras

estrangeiras, companhias de seguro, fundos de previdência e investimento, instituições beneficentes estrangeiras e outras instituições

que atendam a certas exigências mínimas de capital e outras. A Resolução No 4.373 também concede tratamento tributável favorável

aos investidores registrados. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”

Em conformidade com a Resolução Nº 4.373, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear, pelo menos, um representante no Brasil

com a habilidade de tomar medidas relacionadas ao investimento estrangeiro, o qual deverá ser uma instituição financeira ou uma

instituição devidamente autorizada pelo Banco Central; (ii) nomear, pelo menos, um custodiante devidamente autorizado pela CVM;

(iii) obter um registro como investidor estrangeiro perante a CVM; e (iv) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central.

Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por um investidor estrangeiro em conformidade com a Resolução No 4.373 deverão ser

registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela

CVM, ou deverão ser registrados em sistemas de registro, liberação e custódia autorizados pelo Banco Central ou pela CVM. Além

disso, a comercialização de títulos é restrita às transações conduzidas em bolsas de valores ou mercados de balcão licenciados pela

CVM, ou a outros casos que possam estar previstos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos.

159

Page 187: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Capital Registrado

Os valores investidos em nossas ações por um titular não brasileiro que estiver qualificado de acordo a Resolução No 4.373 e obtiver o

registro perante a CVM, ou por um depositário representando um titular de ADS, são elegíveis para registro junto ao Banco

Central. Esse registro (o valor a ser registrado é doravante denominado capital registrado) permite a emissão para fora do Brasil de

moeda estrangeira, convertida à taxa comercial do mercado, adquirida com os proventos das distribuições sobre, e os valores

realizados por meio da alienação das nossas ações. O capital registrado por ação adquirida na forma de um ADS, ou adquirida no

Brasil e depositada junto ao depositário em troca de um ADS, será igual a seu preço de aquisição (estabelecido em dólares

americanos). O capital registrado por ação resgatado no cancelamento de um ADS será o equivalente em dólares americanos a:

(i) o preço médio de uma ação na bolsa de valores do Brasil sobre o qual a maioria das ações foi negociada no dia da retirada ou;

(ii) se nenhuma ação foi negociada naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira sobre o qual a maioria das ações

negociadas nas quinze sessões de comercialização imediatamente anteriores a tal retirada. O dólar americano equivalente será

determinado com base nas taxas comerciais do mercado cotizados pelo Banco Central nessas datas.

Um titular não brasileiro de ações pode enfrentar atrasos na realização do registro no Banco Central, o que pode atrasar as remessas

para o exterior. Essa demora pode afetar adversamente o valor em dólares americanos recebido pelo titular não brasileiro.

Um certificado de registro foi emitido em nome do depositário com relação aos ADSs e é mantido pelo administrador em nome do

depositário. Em conformidade com o certificado de registro, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras

distribuições referentes às ações representadas pelos nossos ADSs em moeda estrangeira e remeter os resultados para fora do

Brasil. Na hipótese de um titular de ADSs trocar esses ADSs por ações, esse titular poderá continuar se baseando no certificado de

registro do depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que o titular deve procurar obter seu próprio certificado de registro no

Banco Central. Posteriormente, qualquer titular de ações poderá não conseguir converter em moeda estrangeira e remeter para fora do

Brasil os resultados de qualquer alienação de, ou distribuição com respeito a, essas ações, a não ser que o titular seja um investidor

devidamente qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ou obtenha o seu próprio certificado de registro. Um titular que obtiver

um certificado de registro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um titular de ADSs. Ver o “Item

10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”

Se o titular não estiver qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ao se registrar na CVM e no Banco Central e nomear um

representante no Brasil, estará sujeito a tratamento tributável brasileiro menos favorável do que um titular de

ADSs. Independentemente da qualificação pela Resolução No 4.373, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitos a tratamento

tributável menos favorável do que outros investidores estrangeiros. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras

Substanciais.”

De acordo com a atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital

estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do

Brasil. Para aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o Governo Brasileiro congelou todas as repatriações de capital

e dividendos detidas pelo Banco Central que eram devidas a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas de moeda

estrangeira do Brasil. Esses valores foram subsequentemente liberados de acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não

pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiros no

futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Referentes ao Brasil.”

E. Tributação

A discussão a seguir trata das consequências substanciais do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos pela aquisição,

manutenção e alienação das nossas ações ou dos ADS.

Esta discussão não é uma discussão abrangente de todas as condições tributárias que possam ser relevantes para uma decisão sobre

comprar nossas ações ou ADSs e não se aplica a todas as categorias de investidores, alguns dos quais podem estar sujeitos a normas

especiais, e não trata especificamente de todas as considerações sobre imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos

aplicáveis a um determinado titular. Esta é baseada nas leis tributárias do Brasil e dos Estados Unidos em vigor na data deste relatório,

as quais estão sujeitas a alteração, possivelmente com efeito retroativo, e a diferentes interpretações. Qualquer mudança nessa lei pode

ter um impacto sobre as consequências descritas abaixo. Cada provável comprador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre

certas consequências do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos de um investimento em nossas ações ou ADSs. Esta

discussão é também baseada nas declarações do depositário a respeito da assunção de que cada obrigação contida no acordo de

depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositários, e os titulares registrados e beneficiários dos nossos ADSs, e

quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos.

Apesar de não existir atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades tributárias

dos dois países mantiveram discussões que podem culminar nesse tratado. Não podemos assegurar, entretanto, se e quando um tratado

entrará em vigor ou como afetará os titulares de nossas ações ou ADSs.

160

Page 188: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Considerações Tributárias Brasileiras Substanciais

A discussão a seguir trata de um resumo das considerações tributárias brasileiras substanciais relacionadas à aquisição, posse e alienação das

nossas ações ou ADSs por um titular que não seja domiciliado no Brasil para fins de tributação brasileira e que tenha registrado o seu

investimento nesses títulos perante o Banco Central (em cada caso, um Titular Não Residente). As consequências fiscais descritas a seguir

não levam em conta os efeitos de quaisquer tratados de imposto ou reciprocidade de tratamento fiscal firmados pelo Brasil e outros países. A

discussão também não aborda todas as consequências fiscais nos termos da legislação fiscal de qualquer estado ou município do Brasil.

Introdução

Em conformidade com a legislação brasileira, os investidores estrangeiros podem investir em ações nos termos da Resolução do

Banco Central nº 4.373.

A Resolução nº 4.373 permite que os investidores estrangeiros invistam nos mercados brasileiros financeiros e de capital, contanto que

algumas exigências contidas nessa sejam cumpridas. De acordo com a Resolução nº 4.373, a definição de investidor estrangeiro inclui

pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, domiciliadas ou sediadas no exterior.

Em conformidade com a Resolução nº 4.373, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear, pelo menos, um representante no Brasil

com a habilidade de tomar medidas relacionadas ao investimento estrangeiro, o qual deverá ser uma instituição financeira ou uma

instituição devidamente autorizada pelo Banco Central; (ii) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central; (iii) nomear, pelo

menos, um custodiante devidamente autorizado pela CVM; (iv) nomear um representante no Brasil para fins de Tributação; e (v) obter

um número de identificação de contribuinte das Autoridades Fiscais Federais Brasileiras (o qual será solicitado pela CVM). Para mais

detalhes a respeito das exigências a serem cumpridas para a qualificação como investidor estrangeiro de acordo com a Resolução nº

4.373, ver o “Item 9.C, Mercados - Investimento nas nossas Ações Preferenciais por Não Residentes do Brasil.”

Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 4.373 devem ser

registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela

CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita às transações realizadas em bolsas de valores ou organizadas em mercados de balcão

autorizados pela CVM, exceto nos casos que possam ser estabelecidos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos.

Imposto de renda

Para os fins da tributação brasileira, existem dois tipos de Titulares Não Residentes das nossas ações ou ADSs: (i) Titulares Não

Residentes que não sejam residentes ou domiciliados em uma jurisdição de “Paraíso Fiscal” (ou seja, um país ou local que não tenha

imposto de renda ou onde a alíquota máxima de imposto de renda é inferior a 17% - esta taxa foi reduzida de 20% para 17% a partir

de 1º de dezembro de 2014 - ou quando a legislação interna impõe restrições à divulgação da composição acionária ou à titularidade

do investimento) e que, no caso dos titulares das nossas ações, sejam registradas no Banco Central e na CVM para investir no Brasil,

de acordo com a Resolução nº 4.373 (“Titular Registrado”); e (ii) outros Titulares Não Residentes, que incluam qualquer um e todos

os não residentes no Brasil investindo em títulos de participação acionária de empresas brasileiras através de quaisquer outros meios e

todos os tipos de investidor que estiverem localizados em jurisdição de paraíso fiscal. Os investidores mencionados no item (i) acima,

os quais são registrados perante o Banco Central e a CVM, sendo capazes de investir no Brasil em conformidade com a Resolução nº

4.373, estão sujeitos a um regime fiscal favorável no Brasil, conforme descrito abaixo. Contudo, não pode haver nenhuma garantia de

que o tratamento preferencial para os titulares de ADSs e para os Titulares Não Residentes de ações preferenciais ou ordinárias de

acordo com a Resolução nº 4.373 continuarão ou não serão modificados futuramente.

Dividendos. Historicamente, os dividendos pagos por uma empresa brasileira, assim como nós, incluindo os dividendos pagos a um

Titular Não Residente, não estavam sujeitos à retenção de imposto de renda no Brasil, na medida em que esses valores estavam

relacionados aos lucros gerados até 1º de janeiro de 1996. Os dividendos relacionados aos lucros gerados antes de 1º de janeiro de

1996 podem estar sujeitos à retenção de impostos no Brasil, a taxas variantes, dependendo do ano em que os lucros foram gerados.

Em 13 de maio de 2014, a Lei nº 12.973 foi promulgada em vista do alinhamento da base tributável dos impostos federais com a base

contábil avaliada de acordo com os IFRS (conforme adotados no Brasil desde 2008). Ao amparo dessa lei, a qual entra em vigor em

2015, os dividendos distribuídos com base nos lucros contábeis gerados em 2014 e excedendo os lucros tributáveis (averiguados em

conformidade com os Princípios Contábeis Geralmente Aceitos no Brasil, válidos até 31 de dezembro de 2007, ou “GAAP Brasileiros

de 2007”) estarão sujeitos à retenção de impostos, às taxas de 15% (regra geral) ou 25% (caso o beneficiário esteja localizado em uma

jurisdição de “Paraíso Fiscal”), a menos que o contribuinte deseje ser submetido aos efeitos prévios da Lei nº 12.973 de 2014 - neste

cenário, ambos os lucros contábeis e tributários seriam os mesmos, e nenhuma tributação ocorreria. Uma vez que as novas normas de

tributação são obrigatórias para os exercícios fiscais tendo início em 1º de janeiro de 2015, os dividendos relacionados aos lucros

gerados em ou após 1º de janeiro de 2015 não estão sujeitos à retenção de impostos.

Ganhos de Capital. Como regra geral, os ganhos de capital realizados como resultado de uma operação de alienação é a diferença

positiva entre o valor recebido na alienação dos ativos e o respectivo custo de aquisição. De acordo com a legislação brasileira, o

imposto de renda sobre tais ganhos pode variar dependendo do domicílio do Titular Não Residente, do tipo de registro de investimento

pelo Titular Não Residente perante o Banco Central, e de como a alienação é conduzida, conforme descrito abaixo.

161

Page 189: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(a) Venda de ADSs

Os ganhos obtidos fora do Brasil por um titular não brasileiro sobre a alienação de ADSs para outro titular não brasileiro não estão

sujeitos a imposto brasileiro. De acordo com a Lei nº 10.833, promulgada em 29 de dezembro de 2003, ou Lei nº 10.833, a alienação

de ativos localizados no Brasil por um titular não brasileiro, quer para outros titulares não brasileiros como para titulares brasileiros,

pode se tornar sujeita à tributação no Brasil. Esta regra é aplicável independentemente da alienação ser realizada no Brasil ou no

exterior. Embora acreditemos que os ADSs não se enquadram na definição de ativos localizados no Brasil para fins da Lei nº 10.833,

porque eles representam os títulos emitidos e renegociados em um mercado de câmbio offshore, considerando o alcance geral e

obscuro dessas disposições, bem como a falta de uma decisão do tribunal judicial com relação a estes, não podemos prever se tal

entendimento acabará por prevalecer nos tribunais do Brasil.

Se esse argumento não prevalecer, é importante mencionar que, com relação ao custo de aquisição a ser adotado para o cálculo desses

ganhos, a lei brasileira possui disposições conflitantes a respeito da moeda na qual esse valor deverá ser determinado. É possível

sustentar que os ganhos de capital devem estar baseados na diferença positiva entre o custo de aquisição das ações registradas perante

o Banco Central do Brasil em moeda estrangeira e o valor da alienação dessas ações na mesma moeda estrangeira. Entretanto,

considerando o escopo confuso dos regulamentos aplicáveis, as tributações foram emitidas adotando o custo de aquisição em moeda

brasileira.

(b) Conversão de ações em ADSs

O depósito das nossas ações em troca de ADSs pode estar sujeito a um imposto brasileiro sobre ganhos de capital à taxa de até 25%,

se o custo de aquisição das ações, no caso de outros investidores do mercado de acordo com a Resolução nº 4.373, ou o valor de outra

forma previamente registrado junto ao Banco Central como investimento estrangeiro nas Ordinárias preferenciais ou Ações for

inferior:

(i) ao preço médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas

ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou

(ii) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, ao preço médio na bolsa de valores brasileira na

qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tenha sido vendido nos 15 pregões imediatamente anteriores a

esse depósito.

Nesse caso, a diferença entre o valor anteriormente registrado, ou o custo de aquisição, conforme o caso, e o preço médio das ações

calculado conforme estabelecido acima, será considerada um ganho de capital. Embora não exista uma orientação regulamentar clara,

essa tributação não deve se aplicar ao caso dos titulares registrados.

(c) Conversão de ADS em ações

Embora não haja nenhuma orientação regulamentar clara, a troca de ADSs por ações não devem estar sujeita à tributação

brasileira. Os Titulares Não Residentes podem trocar ADSs por ações subjacentes, vender as ações em bolsa de valores brasileira e

remeter para o exterior os recursos da venda, dentro de cinco dias úteis a partir da data da troca (em confiança ao registro eletrônico do

depositário), sem consequências fiscais.

Após o recebimento das ações subjacentes em troca dos ADSs, os Titulares Não Residentes também podem optar por registrarem no

Banco Central o valor em dólares norte-americanos dessas ações como uma carteira de investimento estrangeiro, nos termos da

Resolução nº 4.373, o que lhes autorizará ao tratamento fiscal referido acima.

Alternativamente, o Titular Não Residente também tem direito a registrar, perante o Banco Central, o valor em dólares norte-

americanos dessas ações como um investimento estrangeiro direto, nos termos da Lei nº 4.131/62, caso em que a respectiva venda

estaria sujeita ao tratamento fiscal aplicável às operações realizadas por um Titular Não Residente que não seja um Titular Registrado.

(d) Ações Ordinárias e Preferenciais Negociadas no Brasil

Os ganhos de capital realizados pelo Titular Não Residente na alienação das ações vendidas na bolsa de valores brasileira (que inclui

as transações realizadas no mercado de balcão organizado):

estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte, à taxa de zero por cento, quando realizados por um Titular Não

Residente que (a) tenha registrado o seu investimento no Brasil junto ao Banco Central. (a titular registrado nos termos da

regulamentação da Resolução nº 4.373); e (b) não seja residente em um Paraíso Fiscal; e

162

Page 190: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

em todos os outros casos, incluindo os ganhos realizados por um Titular Não Residente que não seja um Titular

Registrado, ou por um Titular Registrado que seja residente ou domiciliado em Paraíso Fiscal, sujeito às taxas

progressivas que variam de 15% a 22,5% para ganhos de capital obtidos a partir de 1 de janeiro de 2017. Neste caso, um

imposto de renda retido na fonte de 0,005% sobre o preço de venda será aplicável e retido pela instituição intermediária

(ou seja, um corretor) que recebe a ordem diretamente do Titular Não Residente, que pode ser mais tarde compensada

contra qualquer imposto de renda devido sobre o ganho de capital e que será recolhido pelo representante tributário do

Titular Não Residente no Brasil.

Quaisquer outros ganhos de capital realizados na alienação de ativos, incluindo transações que não são realizadas na bolsa de valores

brasileira, estão sujeitos aos seguintes tratamentos tributários: (1) quando realizado por qualquer Titular Não Residente que não seja

residente ou domiciliado em Paraíso Fiscal, imposto de renda com alíquotas progressivas que variam de 15,0% a 22,5% (a partir de

1º de janeiro de 2017) ou uma alíquota fixa de 15%, conforme o caso; e (2) imposto de renda à alíquota de 25,0%, quando realizado

por um Titular Não Residente domiciliado ou residente em um Paraíso Fiscal.

Nos casos acima, se os ganhos estejam relacionados às transações conduzidas no mercado de balcão brasileiro não organizado com

intermediação, o imposto de renda na fonte de 0,005% também será aplicável e retido pela instituição intermediária (isto é, por um

corretor) que recebe a ordem diretamente do Titular Não Residente, que pode ser posteriormente deduzido de qualquer imposto de

renda devido sobre o ganho de capital e que serão recolhidos pelo representante fiscal do Titular Não Residente no Brasil. O Titular

Não Residente não precisará apresentar uma declaração fiscal brasileira perante as autoridades fiscais brasileiras.

A partir de janeiro de 2017, a Lei nº 13.259/2016 aumentou as alíquotas de imposto de renda aplicáveis aos ganhos realizados por

pessoas físicas brasileiras na alienação de ações não realizadas em bolsa brasileira de uma alíquota de 15,0% para alíquotas

progressivas que variam de 15% a 22,5%. Este aumento da taxa de imposto de renda afeta as taxas aplicáveis aos Titulares Não

Residentes. Embora as taxas de imposto acima descritas se destinem a refletir esse novo regime tributário e os efeitos tributários

relacionados a Titulares Não Residentes, considerando o âmbito pouco claro da Lei nº 13.259/2016, cada potencial comprador é

instado a consultar seu próprio contador tributário com respeito aos possíveis impactos da Lei nº 13.259/2016.

Qualquer exercício de direitos de preferência relativos às ações preferenciais ou ordinárias ou aos ADSs não estará sujeito a um

imposto de renda retido na fonte. Qualquer ganho sobre a venda ou cessão de direitos de preferência relativos às ações pelo

depositário em nome dos detentores de ADS estará sujeito a imposto de renda no Brasil, de acordo com as mesmas normas aplicáveis

à venda ou alienação de ações.

Pagamentos de Juros sobre o Capital Próprio. De acordo com a Lei nº 9.249 de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, as

empresas brasileiras podem efetuar pagamentos aos acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital próprio e

tratar esses pagamentos como despesa dedutível para fins de cálculo do imposto de renda da pessoa jurídica brasileira e, a partir de

1997, como contribuição social sobre o lucro líquido, na medida em que certos limites sejam respeitados. Esses juros estão limitados à

variação diária pro rata da TJLP, conforme determinado pelo Banco Central de tempos em tempos, e o valor da dedução não poderá

exceder o maior dentre:

50% do lucro líquido (após a contribuição social sobre o lucro líquido e antes da provisão para imposto de renda

corporativo e dos valores atribuíveis aos acionistas como juros sobre o capital próprio) para o período com relação ao qual

o pagamento for efetuado; ou

50% da soma dos lucros acumulados e reservas de lucro a partir da data do início do período com relação ao qual o

pagamento for efetuado.

Os pagamentos de juros sobre o capital próprio com relação às ações preferenciais ou ordinárias pagas aos acionistas que forem

residentes brasileiros ou Residentes Não-Residentes, incluindo os detentores de ADS, estão sujeitos à retenção de imposto de renda no

Brasil à taxa de 15%, ou 25% no caso de acionistas domiciliados em paraísos fiscais, e serão dedutíveis por nós, desde que o

pagamento de uma distribuição de juros seja aprovado pelos nossos acionistas.

Essas distribuições podem ser incluídas, pelo seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Para que o pagamento

de juros sobre o capital próprio seja incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um valor adicional para garantir que o

valor líquido recebido por eles, após o pagamento do imposto de renda brasileiro retido na fonte aplicável, acrescido do valor dos

dividendos declarados, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório. Se pagarmos juros sobre o capital próprio em qualquer ano, e o

pagamento não for registrado como parte da distribuição obrigatória, nenhum valor adicional seria necessário que fosse pago por nós,

no que diz respeito ao valor do dividendo obrigatório. O pagamento de juros sobre o capital do proprietário pode ser determinado pelo

nosso conselho de administração. Não podemos garantir que o nosso conselho de administração não determinará que futuras

Page 191: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

distribuições de lucros possam ser feitas por meio de juros sobre o capital do proprietário, ao invés de por meio de dividendos. Os

pagamentos de juros sobre o capital próprio para Titulares Não Residentes podem ser convertidos em dólares norte-americanos e

remetidos para fora do Brasil, sujeitos aos controles cambiais aplicáveis, na medida em que o investimento for registrado junto ao

Banco Central.

Discussão sobre Jurisdições Fiscais Baixas ou Inexistentes

Em 24 de junho de 2008, a Lei nº 11.727 foi promulgada, a qual estabelece o conceito de um “regime fiscal privilegiado”. De acordo com

essa esta nova lei, um “regime fiscal privilegiado” será considerado aplicável a uma jurisdição que atenda qualquer uma das seguintes

exigências: (i) que não tribute os rendimentos ou que tribute imposto à taxa máxima inferior a 20%; (ii) que conceda benefícios fiscais a uma

pessoa física ou jurídica não residente (a) sem exigir atividade econômica substancial na jurisdição da entidade não residente, ou

individual, ou (b) na medida em essa pessoa física ou jurídica não residente não conduzir a atividade econômica substancial na

jurisdição da entidade como não-residente ou indivíduo; (iii) que não tribute imposto gerado no exterior, ou cobre impostos sobre a

renda gerada no exterior, a uma taxa máxima inferior a 20%; ou (iv) que restrinja a divulgação de ativos e a propriedade de direitos,

ou restrinja a divulgação sobre a execução de transações econômicas.

163

Page 192: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, em 7 de junho de 2010, as Autoridades Fiscais Brasileiras promulgaram a Portaria nº 1.037, listando (i) os países e

jurisdições considerados Paraíso Fiscal, e (ii) os regimes fiscais privilegiados. De acordo com a Seção 24-B da Lei nº 9.430,

modificada pela Lei nº 11.727/08, o Poder Executivo tem poder para reduzir ou restabelecer a taxa de 20% como o elemento para

definir uma Jurisdição De Paraíso Fiscal ou um Regime Tributário de Privilegiados. Recentemente, em 28 de novembro de 2014, a

Portaria nº 488/2014 foi publicada e estabeleceu que a taxa de 20% seja reduzida para 17% com relação aos países, locais e jurisdição

alinhados com os padrões internacionais de transparência fiscal, de acordo com a definição a ser fornecida pela Secretaria da Receita

Federal do Brasil. Espera-se que outras orientações sejam fornecidas pela Secretaria da Receita Federal do Brasil e também que a lista

de paraíso fiscal e regimes fiscais privilegiados seja atualizada.

Embora a interpretação da legislação tributária brasileira em vigor poderia levar à conclusão de que o conceito acima mencionado de

“regime fiscal privilegiado” deve aplicar-se apenas para fins de preços de transferência brasileira e de regras de subcapitalização, não

está claro se esse conceito também se aplicaria a investimentos realizados nos mercados financeiros e de capitais brasileiros para os

efeitos desta lei. Não há orientação judicial quanto à aplicação da Lei 11.727 de 24 de junho de 2008 e, portanto, somos incapazes de

prever se a Receita Federal ou os tribunais brasileiros podem decidir que o conceito de “regime fiscal privilegiado” deverá ser

aplicável a considerar um Titular não Residente como um residente em Paraíso Fiscal quando da realização de investimentos nos

mercados financeiros e de capitais brasileiros. Se o conceito do “regime fiscal privilegiado” for interpretado aplicável às operações

realizadas nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, essa lei tributária resultaria, consequentemente, na imposição de

tributação a um Titular Não Residente que cumprir as exigências do regime fiscal privilegiado, do mesmo modo e na mesma medida

aplicável a um residente em um Paraíso Fiscal.

Além disso, a Lei No 12.249 de 11 de junho de 2010 aplicou o conceito de regime fiscal privilegiado aos outros rendimentos

remetidos para o exterior. Embora o conceito de regime fiscal privilegiado não deva afetar o tratamento fiscal de um Titular Não

Residente descrito acima, não é certo se a legislação subsequente ou interpretações pelas autoridades fiscais brasileiras com relação à

definição de “regime fiscal privilegiado” estenderá esse conceito para o tratamento fiscal de um Titular Não Residente descrito acima.

Imposto sobre Câmbio Estrangeiro e Operações Financeiras

Transações em Moeda Estrangeira (IOF/Câmbio)

A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações de Câmbio, ou “IOF/Câmbio”, desencadeada pela conversão de reais em

moeda estrangeira e sobre a conversão de moeda estrangeira em reais.

Nos termos do Decreto No 6.306/07, conforme alterado, o IOF/Câmbio pode ser cobrado sobre as operações de câmbio, afetando a

entrada e/ou a saída de investimentos. As taxas do IOF são fixadas pelo Poder Executivo brasileiro, e a maior taxa aplicável é de

25%. Atualmente, para a maioria das operações de câmbio, a taxa de IOF/Câmbio é de 0,38%.

A taxa de IOF/Câmbio incide sobre as operações de câmbio realizadas por um investidor estrangeiro, tendo por finalidade investir nos

mercados financeiro e de capitais pode variar de tempos em tempos, conforme definido pelo governo, e as taxas podem ser diferentes

em função do tipo de investimento, bem como no tempo em que esse investimento é mantido no Brasil.

A entrada de recursos estrangeiros para a compra de ações de acordo com a Resolução No 4.373 está sujeita a taxa de IOF/Câmbio de

0% e aos mesmos direitos niveladores taxa de 0% sobre a remessa de dividendos e pagamento de juros sobre o capital

próprio. Embora não seja claramente regulamentada, a conversão de reais para dólares para pagamento de dividendos aos detentores

de ADS também deverá beneficiar da taxa de IOF/Câmbio de 0%. A entrada de recursos derivados do cancelamento dos ADSs para

fins de investimento em ações também está sujeita a uma taxa de 0% do IOF/Câmbio.

Imposto sobre Operações envolvendo Títulos e Valores Mobiliários (IOF/Títulos de Dívida)

A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações Envolvendo Títulos de Dívida e Valores Mobiliários, conhecido como

“Imposto IOF/Títulos de Dívida”. Atualmente, a taxa do Imposto IOF/Títulos de Dívida aplicável às operações envolvendo ações

ordinárias ou preferenciais é zero, embora o governo brasileiro possa aumentar essa taxa a qualquer momento, até 1,5% ao dia, porém

apenas com relação às operações futuras.

164

Page 193: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A conversão de ações em ADRs ou ações em ADS não era tributável antes de 17 de novembro de 2009. Após a promulgação do

Decreto No 7.011 de 18 de novembro de 2009, essas operações passaram a ser tributadas pelo Imposto IOF/Títulos de Dívida, à taxa

de 1,5% sobre o valor da transação (obtido pela multiplicação do número de ações/unidades convertidas pelo seu preço de fechamento

do dia anterior à conversão, ou, no caso nenhuma negociação tenha sido feita naquele dia, pelo último preço de fechamento

disponível). No entanto, em vista de uma mudança subsequente na legislação aplicável (Decreto Nº 8.165 de 23 de dezembro de

2013), a taxa foi reduzida para 0%.

Outros Impostos Brasileiros Relevantes

Alguns estados brasileiros impõem um imposto sobre doações e herança em doações ou legados feitos por pessoas físicas ou jurídicas

não domiciliadas ou residentes no Brasil para pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas ou residentes nesses estados. Não há impostos

ou encargos de selo, emissão, registro ou similares a pagar pelos detentores das nossas ações ou ADSs.

Capital Registrado. O valor de um investimento em ações detidas por um Titular Não Brasileiro qualificado de acordo com a

Resolução No 4.373 e que obtiver um registro na CVM, ou pelo depositário, conforme o depositário representando tal detentor estiver

qualificado para registro junto ao Banco Central. Esse registro permite a remessa fora do Brasil de quaisquer recursos das distribuições

de ações e valores realizados com relação à alienação dessas ações. Os valores recebidos em moeda brasileira são convertidos em

moeda estrangeira por meio do uso da taxa de câmbio comercial. O capital registrado para ações preferenciais ou ordinárias adquiridas

na forma de ADSs ou adquiridas no Brasil e depositadas junto ao depositário em troca de ADSs será equivalente ao preço de compra

dessas (em dólares norte-americanos) para o comprador. O capital registrado das ações que forem retiradas mediante o envio dos

ADSs, conforme o caso, será o equivalente em dólares norte-americanos do preço médio de ações ordinárias ou preferenciais,

conforme o caso, em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme o caso, tiver sido vendido no dia

da retirada. Se nenhuma ação ordinária ou preferencial, conforme o caso, tiver sido vendida nesse dia, o capital registrado se referirá

ao preço médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme o caso, tiver sido vendido nos 15

pregões imediatamente anteriores a essa retirada. O valor em dólares norte-americanos das ações ordinárias ou preferenciais, conforme

for aplicável, é determinado com base na taxa de câmbio comercial média cotada pelo Banco Central nessa data ou, se o preço médio

dessas ações for determinado de acordo com a última frase precedente, na média dessas taxas médias cotadas nas mesmas 15 datas

utilizadas para determinar o preço médio das ações.

Um Titular Não Residente das nossas ações pode enfrentar atrasos ao efetuar essa ação, o que pode atrasar as remessas para o

exterior. Esse atraso pode afetar adversamente o valor, em dólares norte-americanos, recebido pelo Titular Não Residente.

Consequências de Imposto de Renda Federal Substanciais dos Estados Unidos

A discussão a seguir descreve as consequências substanciais do imposto de renda federal dos Estados Unidos pela compra,

manutenção e alienação das nossas ações ou dos ADS. Esta discussão se aplica apenas aos beneficiários de nossos ADS ou das ações

que forem “Titulares Norte-Americanos”, conforme definido abaixo. Esta discussão está baseada no Código Tributário Federal dos

Estados Unidos de 1986, conforme alterado, ou no Código de 1986, nos seus regulamentos históricos legislativos, existentes finais,

Regulamentos do Tesouro temporários e propostos, pronunciamentos administrativos pela Secretaria da Receita Federal dos Estados,

ou IRS, e nas decisões judiciais, tudo conforme atualmente em vigor, e todos os quais estão sujeitos a alterações (possivelmente com

efeito retroativo) e a interpretações diferentes.

Essa discussão não pretende tratar de todas as consequências de imposto de renda federal dos Estados Unidos que possam ser

relevantes para um detentor em particular, e V.Sa. deverá consultar o seu próprio consultor tributário a respeito da sua situação fiscal

específica. Esta discussão não aborda qualquer aspecto da tributação de imposto de renda federal norte-americana (tais como o

imposto sobre espólio e o imposto sobre doações, ou o imposto Medicare sobre os rendimentos de investimento líquido). A discussão

se aplica apenas aos titulares norte-americanos que detêm as nossas ações ou ADSs como “bens de capital” (de modo geral, bens

detidos para investimento) no âmbito do Código e não aborda as consequências tributárias que possam ser relevantes para Titulares

Norte-Americanos em situações de tributação especial, incluindo, por exemplo:

Instituições financeiras ou companhias de seguros;

Organizações isentas de impostos;

Corretores;

Operadores de valores mobiliários que optem por marcação a mercado;

Page 194: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos imobiliários, trusts, Empresas de investimento regulamentado, associação ou trusts;

Investidores cuja moeda funcional não seja o dólar norte-americano;

Expatriados dos Estados Unidos;

Titulares que detiverem as nossas ações ou ADSs como parte de operações de hedge, operações casadas ou operações de

conversão; ou

Titulares que detiverem, direta, indireta ou presumidamente, 10% ou mais do poder de voto combinado total, se houver,

das nossas ações ou ADSs.

165

Page 195: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Exceto quando expressamente descrito abaixo, esta discussão assume que não somos uma empresa de investimento estrangeiro passivo, ou

PFIC, para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. Por favor, veja a discussão no “Item 10. E, Tributação - Consequências de

Imposto de Renda Federal Substanciais dos Estados Unidos - Normas da Empresa de Investimento Estrangeiro Passiva” abaixo. Além disso,

essa discussão não aborda as consequências fiscais mínimas alternativas de manter as nossas ações ou ADSs, ou as consequências indiretas

para titulares de participações acionárias em Empresas ou outras empresas que detenham as nossas ações ou ADSs. Além disso, essa

discussão não aborda as consequências fiscais estaduais, municipais e não-norte-americanas de posse das nossas ações ou ADSs.

Você deve consultar seu próprio consultor tributário a respeito dos Estados Unidos federal, estadual, local e não-norte-americana da

renda e outras consequências fiscais de aquisição, detenção e alienação de nossas ações ou ADS em suas circunstâncias particulares.

Você é um “Titular Norte-Americano” se for um proprietário beneficiário de ações ou ADSs e se você for, para fins de imposto de

renda federal dos Estados Unidos:

Um indivíduo que seja cidadão ou residente dos Estados Unidos;

Uma Empresa ou qualquer outra entidade tributável como uma Empresa, criada ou constituída de acordo com as leis dos

Estados Unidos, de qualquer Estado desse país ou do Distrito de Columbia;

Um espólio, cuja renda esteja sujeita ao imposto de renda federal dos Estados Unidos, independentemente de sua fonte; ou

Um trust, se um tribunal nos Estados Unidos for capaz de exercer supervisão primária sobre a sua administração e uma ou

mais pessoas dos Estados Unidos tiverem autoridade para controlar todas as decisões substanciais do trust.

Se uma Empresa detiver ações ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio geralmente dependerá do status do sócio e das atividades da

Empresa. Um investidor em potencial que for sócio de uma Empresa titular das nossas ações ou ADSs deve consultar o seu próprio

consultor tributário a respeito das consequências tributárias específicas da aquisição, propriedade e alienação das ações ou ADSs.

Propriedade de ADSs em Geral

Para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos, caso você seja um detentor de ADS, você geralmente será tratado como o

proprietário das ações representadas por esse ADS. Os depósitos e retiradas de ações por um Titular Norte-Americano em troca de

ADSs geralmente não resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos.

O Tesouro norte-americano expressou preocupações de que as partes para as quais recibos similares aos ADS são liberados podem

estar tomando medidas incompatíveis com a reivindicação de créditos fiscais estrangeiros pelos Titulares Norte-Americanos de ADSs,

e que também seriam inconsistentes com a reivindicação de uma taxa fiscal reduzida descrita abaixo, aplicável aos dividendos

recebidos por determinados Titulares Norte-Americanos não corporativos. Dessa forma, a análise da credibilidade dos impostos

brasileiros e da disponibilidade da taxa reduzida para os dividendos recebidos por determinados titulares não corporativos poderia ser

afetada pelas medidas tomadas pelas partes para as quais os ADSs forem liberados.

Distribuições de Ações ou ADSs

O valor bruto das distribuições feitas a você em dinheiro ou bens com relação às suas ações ou ADSs, antes da redução por quaisquer

impostos brasileiros retidos, será passível de inclusão na sua renda como rendimento de dividendos, na medida em que essas

distribuições forem pagas a partir dos nossos lucros atuais ou acumulados, conforme determinado de acordo com os princípios do

imposto de renda federal dos Estados Unidos. Esses dividendos não serão qualificados para dividendos que receberam uma dedução

em geral permitida para os titulares norte-americanos corporativos. Observando-se as limitações aplicáveis, incluindo as limitações ao

período de detenção e a discussão acima a respeito das preocupações expressadas pelo Tesouro Norte-Americano, os dividendos pagos

aos titulares norte-americanos não corporativos de ADSs serão tributados a uma taxa máxima de 20,0%.

Se você é um Titular Norte-Americano e nós pagamos um dividendo em Reais, esse dividendo será incluído na sua renda bruta em um

valor equivalente ao valor em dólares norte-americanos de Reais, na data de recebimento por você ou, no caso de ADSs, pelo

depositário, independentemente de quando ou se o pagamento for de fato convertido em dólares norte-americanos. Se o dividendo for

convertido em dólares norte-americanos na data de recebimento, um Titular Norte-Americano geralmente não deve ser obrigado a

contabilizar um ganho ou perda de moeda estrangeira com relação à receita de dividendos.

Se você for um Titular Norte-Americano, os dividendos pagos a você com relação às suas ações ou ADSs serão tratados como renda de

origem estrangeira, o que pode ser relevante no cálculo da sua limitação de crédito fiscal estrangeiro. Sujeito a determinadas condições e

limitações, o imposto brasileiro retido na fonte sobre os dividendos pode ser creditado contra a sua responsabilidade de imposto de renda

federal norte-americana. Ao invés de reivindicar um crédito, você poderá, a seu critério, deduzir esses impostos brasileiros diversamente

creditáveis ao calcular a sua renda tributável, sujeito às limitações geralmente aplicáveis de acordo com a legislação norte-americana. As

normas que regem os créditos e deduções fiscais estrangeiras de impostos não-norte-americana são complexas e, portanto, você deve

consultar o seu próprio consultor tributário sobre a aplicabilidade dessas normas em suas circunstâncias particulares.

166

Page 196: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Venda ou Permuta ou outra Alienação Tributável de Ações ou ADSs

Um Titular Norte-Americano geralmente reconhecerá o ganho ou perda de capital quando da venda, permuta ou outra alienação

tributável das nossas ações ou ADSs, mensurado pela diferença entre o valor em dólares norte-americanos do valor realizado e a base

de cálculo ajustada do Titular Norte-Americano nas ações ou ADSs. Qualquer ganho ou perda será um ganho ou perda de capital de

longo prazo se as ações ou ADSs forem detidos por mais de um ano. Os ganhos de capital de longo prazo de determinados titulares

norte-americanos (inclusive de pessoas físicas) são qualificados para taxas reduzidas de imposto de renda federal norte-americano. A

dedutibilidade das perdas de capital está sujeita a determinadas limitações previstas de acordo com o Código.

Se o imposto brasileiro for retido sobre a venda ou outra alienação de uma ação ou ADS, o valor realizado por um Titular Norte-

Americano incluirá o valor bruto do produto dessa venda ou alienação antes da dedução do imposto brasileiro. O ganho ou perda de

capital, se houver, realizado por um Titular Norte-Americano sobre a venda, troca ou outra alienação tributável de uma ação ou ADS

geralmente será tratado como renda ou perda de origem norte-americana para fins de crédito fiscal estrangeiro dos Estados

Unidos. Por conseguinte, no caso de alienação de uma ação sujeita a um imposto brasileiro incidente sobre o ganho (ou, no caso de um

depósito, em troca de um ADS ou ação, conforme o caso, que não for registrado de acordo com a Resolução nº 4.373, no qual for

cobrada uma taxa de ganhos de capital), o Titular Norte-Americano pode não ser capaz de se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro

referente ao imposto brasileiro, a menos que o Titular Norte-Americano possa compensar o imposto de renda federal norte-americano

incidente sobre a outra renda proveniente de fontes não-norte-americanas, na categoria de renda apropriada. Alternativamente, o

Titular Norte-Americano pode fazer uma dedução para o imposto brasileiro se esse não optar por reivindicar um crédito de imposto

estrangeiro para quaisquer impostos não-norte-americanos pagos durante o exercício tributável.

Normas da Empresa de Investimento Estrangeiro Passivo

De modo geral, uma Empresa não-norte-americana é uma PFIC com relação a um Titular Norte-Americano, se, em qualquer exercício

fiscal no qual o Titular Norte-Americano detiver ações na Empresa não norte-americana, pelo menos 75% da sua receita bruta for

renda passiva, ou pelo menos 50% do valor dos seus ativos (determinados com base em uma média trimestral) produzirem renda

passiva ou forem mantidos para a produção de renda passiva. Para esse efeito, a receita passiva geralmente inclui, entre outros,

dividendos, juros, locações, royalties e ganhos provenientes da alienação de ativos de investimento (sujeitos a várias exceções). Com

base na natureza do nosso rendimento, ativos e atividades atuais e projetados, não acreditamos que as ações ou ADSs foram referentes

ao exercício fiscal anterior, nem esperamos que esses sejam ações de CIEP para fins de imposto de renda federal dos Estados

Unidos. No entanto, a determinação se as ações ou ADSs constituem ações de uma PFIC é uma determinação factual feita anualmente

e, portanto, pode estar sujeita a alterações. Como essas determinações estão baseadas na natureza de nossa receita e ativos de tempos

em tempos, bem como em determinados itens que não estão diretamente em nosso controle, tais como o valor de nossas ações e ADSs

e envolvem a aplicação de normas fiscais complexas, cuja aplicação ao nosso negócio não está totalmente clara, nenhuma garantia

pode ser oferecida de que não seremos considerados uma PFIC com relação ao exercício fiscal atual, ou a qualquer exercício fiscal

passado ou futuro.

Se formos tratados como uma PFIC em qualquer exercício fiscal durante o qual você for um Titular Norte-Americano, diversas

consequências adversas podem se aplicar a você. Nem os ganhos nem os dividendos estariam sujeitos às taxas fiscais reduzidas

discutidas acima aplicáveis em determinadas situações. Ao invés disso, o ganho contabilizado por você em uma venda ou outra

alienação das ações ou ADSs seria alocado proporcionalmente ao seu período referente às ações ou ADSs. Os valores alocados ao

exercício tributável da venda ou alienação e a qualquer ano antes de nos tornarmos uma PFIC seriam tributados como renda

ordinária. O valor atribuído a cada exercício fiscal estaria sujeito a imposto, à taxa mais alta em vigor para pessoas físicas ou jurídicas,

conforme o caso, e uma taxa de juros seria cobrada sobre esse imposto, como se esse não tivesse sido pago na data de vencimento

original para o seu retorno fiscal referente a esse ano. Além disso, qualquer distribuição relacionada às ações ou ADSs, excedente a

125 por cento da média das distribuições anuais sobre ações ou ADSs recebidos por você durante os três anos anteriores ou, se menor,

o seu período de detenção seria sujeita à tributação, como descrito acima. Determinadas eleições podem estar disponíveis (incluindo

uma nota para a escolha do mercado) para pessoas norte-americana que podem atenuar as consequências adversas resultantes do status

de PFIC. Em qualquer caso, você estaria sujeito às exigências de arquivamento de formulário fiscal adicionais norte-americanas.

Retenção de Reserva e Divulgação de Informações

De modo geral, os dividendos sobre as nossas ações ou ADSs e os pagamentos dos recursos obtidos de uma venda, permuta ou outra

alienação de ações ou ADSs, pagos dentro dos Estados Unidos ou por meio de determinados intermediários financeiros relacionados

norte-americanos a um Titular Norte-Americano estão sujeitos ao fornecimento de informações e podem estar sujeitos à retenção na

fonte, a uma taxa máxima atual de 28%, a menos que o titular: (i) estabeleça, se necessário fazê-lo, que é um recipiente isento; ou (ii)

no caso de retenção na fonte, forneça um número de identificação de contribuinte e certifique que é uma pessoa norte-americana e não

perdeu a sua isenção de retenção de reserva.

Page 197: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Você pode creditar valores retidos sob estas normas contra a sua responsabilidade de imposto de renda federal dos Estados Unidos, ou

obter um reembolso desses valores que excedem o seu imposto de renda federal dos Estados Unidos, desde que as informações

necessárias sejam fornecidas à IRS.

Você deve consultar os seus próprios consultores fiscais a respeito de quaisquer exigências de informação norte-americanas que

possam surgir fora de sua titularidade ou alienação de ADS ou ações em vista das suas circunstâncias específicas. A penalidade pelo

não cumprimento de exigências de informação pode ser significativa.

167

Page 198: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

F. Dividendos e Agentes Pagadores

Não aplicável.

G. Declaração por Peritos

Não aplicável.

H. Documentos em Exibição

As declarações contidas neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou outro documento estão completas em todos

os aspectos relevantes, no entanto, quando o contrato ou outro documento for um anexo deste relatório anual, cada uma dessas

declarações será qualificada, em todos os aspectos, pelas disposições do contrato real ou dos outros documentos.

Estamos sujeitos às exigências de informações da Lei de Mercado de Capitais aplicáveis a um emissor privado estrangeiro. Dessa

forma, seremos obrigados a apresentar relatórios e outras informações junto à SEC, incluindo relatórios anuais do Formulário 20-F e

relatórios do Formulário 6-K. Você pode inspecionar relatórios e copiar os relatórios e as outras informações arquivadas ou fornecidas

à SEC na Sala de Consulta Pública da SEC localizada em 100 F Street, NE, Washington, D.C. 20549. Para mais informações, contate

a SEC no número 1-800-SEC-0330. Além disso, a SEC mantém um site na internet que contém os arquivamentos, relatórios e

informações a respeito de outros emissores que, como nós, fazem arquivos eletrônicos perante a SEC. O endereço do site é

http://www.sec.gov.

Na qualidade de emissores privados estrangeiros, estamos isentos da Lei de Mercado de Capitais, entre outras, das normas que

determinam o fornecimento e o conteúdo das declarações de procuração, e os membros do nosso Conselho de Administração e da

nossa Diretoria Executiva, bem como os nossos principais acionistas, estão isentos das disposições de relatórios e de recuperação de

lucros de curto prazo contidas na Seção 16 da Lei de Mercado de Capitais. Além disso, na qualidade de emissores privados

estrangeiros, não será exigida, de acordo com os termos da Lei de Mercado de Capitais, arquivar relatórios e demonstrações contábeis

consolidadas periódicos perante a SEC tão frequentemente ou tão prontamente quanto as empresas norte-americanas cujos valores

mobiliários são registradas de acordo com a Lei de Mercado de Capitais.

Também arquivamos relatórios e demonstrações contábeis consolidadas periódicos perante a CVM, na Rua Sete de Setembro, 111,

Rio de Janeiro, Rio de Janeiro 20159-900, Brasil.

I. Informações de Controladas

Não aplicável.

ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE O RISCO DO MERCADO

Os riscos inerentes nos nossos instrumentos sensíveis ao mercado são possíveis prejuízos que podem surgir das mudanças adversas

nas taxas de juros e/ou nas taxas de câmbio estrangeiro. Estamos sujeitos a comercializar o risco resultante das mudanças nas taxas de

juros, uma vez que essas mudanças podem afetar o custo no qual obtemos financiamento. Estamos sujeitos ao risco de taxa de câmbio

com relação à nossa dívida denominada em moedas estrangeiras. Estamos, ainda, sujeitos ao risco de volatilidade nos mercados

acionários, em virtude dos nossos investimentos nas nossas afiliadas e dos investimentos detidos ao valor justo.

Riscos de Taxa de Juros

Em 31 de dezembro de 2016, a nossa dívida total foi de R$ 45,620 milhões, da qual 63%, ou R$ 28.884 milhões, eram ligados às taxas

de juros variáveis. As nossas dívidas são principalmente corrigidas para as seguintes taxas de juros: (i) CDI (28% da nossa dívida), (ii)

TJLP (22% da nossa dívida), (iii) LIBOR (6% da nossa dívida) e (iv) SELIC (4% da nossa dívida).

Riscos da Taxa de Câmbio

Em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente 27% do nosso endividamento total consolidado de R$ 45.620 milhões estava

denominado em moedas estrangeiras. Em 31 de dezembro de 2016, o endividamento total consolidado denominado em moeda

estrangeira era de R$ 11.794 milhões, ou aproximadamente 26% da nossa dívida total era denominada em dólares norte-americanos.

Política de Hedge Financeiro

Como medida de defesa contra essas exposições, nós temos uma Política de Hedge Financeiro, a qual foi aprovada pela nossa

Diretoria Executiva em 30 de outubro de 2009.

168

Page 199: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Esta política contém uma classificação de prioridade, que enfatiza soluções estruturais contemplando o equilíbrio natural de posições

expostas.

Mais tarde, as operações com outros tipos de instrumentos financeiros pode também ser analisada. Finalmente, as operações com

derivativos financeiros são analisadas, as quais só serão realizadas de forma complementar e com o único propósito de proteger os

ativos e passivos indexados a nós e nossas controladas que evidenciarem discordâncias e que não puderem constituir alavancagem

financeira ou uma operação de empréstimo de terceiros.

Com relação ao risco de juros, muito da exposição à Libor foi atenuado por meio de operações de derivativos em 2011 e 2012, e cuja

exposição residual está sendo reduzida ao longo do tempo. Quanto às outras taxas flutuantes às quais estamos expostos, nós

realizamos, de acordo com a nossa política de hedge financeiro, avaliações contínuas sobre os riscos de taxas de juros existentes, a fim

de verificar a necessidade de realizar novas operações de hedge para mitigar os riscos que são considerados relevantes. No entanto,

não há expectativa de que haverá uma mudança significativa em nossa exposição às taxas de juros.

No que diz respeito ao risco de taxa de câmbio, nós priorizamos, ao longo dos anos, a solução estrutural para reduzir o risco através de

financiamento em moeda estrangeira (entre 2009 e 2011), assim reduzindo substancialmente o risco de taxa de câmbio ao qual fomos

expostos. Como resultado disso, o foco principal desse risco para nós tem sido ter os nossos fluxos de caixa em moeda

estrangeira. Para essa finalidade, nós avaliamos permanentemente a necessidade de realizarmos operações para reduzir os riscos de

taxas de câmbio que são considerados relevantes. Dessa forma, devido à solução estrutural implementada anteriormente, não se espera

alteração significativa no risco associado à variação cambial no ano de 2017.

ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS, QUE NÃO TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA

12.D. Recibos de Depósito Americanos

Taxas pagáveis pelos titulares dos nossos ADSs

O J.P. Morgan Chase Bank, N.A. atua como depositário para ambos os ADS ordinários e preferenciais. Os titulares de ADR são

obrigados a pagar diversas taxas ao depositário, e o depositário pode se recusar a prestar qualquer serviço para o qual a taxa for

avaliada até que a taxa aplicável tenha sido paga.

Os titulares de ADRs são obrigados a pagar ao depositário: (i) uma taxa anual de US$ 0,02 por ADS para administrar o programa de

ADRs e (ii) os valores referentes às despesas incorridas pelo depositário ou pelos seus agentes em nome dos titulares de ADRs,

incluindo as despesas decorrentes da conformidade com a legislação aplicável, impostos ou outros encargos governamentais,

transmissão por fax, ou conversão de moeda estrangeira em dólares norte-americanos. Em ambos os casos, o depositário poderá

decidir, a seu exclusivo critério, buscar o pagamento cobrando os titulares ou deduzindo a taxa de um ou mais dividendos em dinheiro

ou de outras distribuições em dinheiro.

Os titulares de ADR também são obrigados a pagar taxas adicionais por determinados serviços prestados pelo depositário, conforme

estabelecido na tabela abaixo:

Ação Depositária Taxa associada

Emissão, entrega, redução, cancelamento ou entrega do ADS US$ 5,00 por 100 ADS

Qualquer distribuição de caixa aos titulares de ADS registrados US$ 0,02 (ou menos) por ADS

Taxas de transferência (na extensão não proibida pelas normas da

bolsa de valores primária na qual o ADS está listado)

US$ 1,50 por ADR ou ADRs

Reembolsos depositários

De acordo com o contrato de depósito firmado entre o depositário e nós, o depositário nos reembolsa por determinadas despesas que

incorremos com relação ao programa de ADRs. De 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2016, o nosso banco depositário nos reembolsou

a quantia bruta de US$ 5.556.421,50.

PARTE II

ITEM 13. INADIMPLEMENTO, DIVIDENDOS A PAGAR E MORA

Não aplicável.

169

Page 200: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ITEM 14. MODIFICAÇÕES SUBSTANCIAIS NOS DIREITOS DOS DETENTORES DE TÍTULOS E NO USO DOS

RECURSOS

Não aplicável.

ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS

(a) Controles e Procedimentos de Divulgação

Realizamos uma avaliação sob a supervisão e com a participação da nossa administração, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor

Financeiro, a respeito da eficácia do ambiente e da operação dos nossos controles internos e procedimentos de divulgação, incluindo

aqueles definidos na Norma 13a-15e da Lei de Mercado de Capitais dos Estados Unidos, a partir do exercício findo em

31 de dezembro de 2016. Há limitações inerentes à eficácia de quaisquer controles e procedimentos do sistema de divulgação,

incluindo a possibilidade de erro humano e elisão ou inobservância dos controles e procedimentos. Assim, mesmo os controles e

procedimentos eficazes só poderão fornecer uma garantia razoável de alcance dos seus objetivos de controle.

Como resultado dessa avaliação, o nosso Diretor Presidente e o nosso Diretor Financeiro concluíram que os nossos controles e

procedimentos de divulgação não foram eficazes em 31 de dezembro de 2016, e que o ambiente e a operação dos nossos controles e

procedimentos de divulgação não foram eficazes para fornecer uma segurança razoável de que todas as informações relevantes

relacionadas à nossa empresa foram relatadas conforme exigido, uma vez que fraquezas substanciais na atual operação dos nossos

controles internos sobre relatórios financeiros foram identificadas, conforme descrito abaixo.

(b) Relatório Anual da Administração no Controle Interno sobre o Relatório Financeiro

A nossa Administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre os relatórios financeiros, conforme

definido nas Regras 13a-15(f) e 15d-15(f) de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1934. O nosso controle interno sobre os

relatórios financeiros é um processo projetado para fornecer garantia razoável acerca da confiabilidade dos relatórios financeiros e das

demonstrações contábeis para fins externos em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos. O controle interno da

empresa sobre o relatório financeiro inclui estas políticas e estes procedimentos (a) dizem respeito à manutenção dos registros que,

com detalhes razoáveis, refletem as transações e as disposições de modo preciso e adequado dos ativos da Empresa; (b) fornecem uma

garantia razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a elaboração das demonstrações financeiras,

de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos, e que nossas receitas e despesas estão sendo feitas somente de

acordo com as autorizações da administração e de seus diretores; e (iii) fornecem garantia razoável com relação à prevenção ou à

detecção, em tempo hábil, de aquisição não autorizada, uso ou alienação dos ativos da Empresa que poderiam afetar substancialmente

as demonstrações contábeis.

Devido a suas limitações inerentes, o controle interno sobre os relatórios financeiros não pode prevenir ou detectar erros. Além disso,

as projeções de qualquer avaliação da eficácia para os períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar

inadequados em razão de alterações nas condições ou de que o grau de conformidade com as políticas ou procedimentos possa se

deteriorar.

A nossa administração avaliou a eficácia dos controles internos sobre os relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016. Em 2015,

nós implementamos o COSO (2013) Controle Interno - Estrutura Integrada (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway

Commission). Com base nessa avaliação, a nossa administração concluiu que, em 31 de dezembro de 2016, nosso o controle interno

sobre os relatórios financeiros não era eficaz devido às fraquezas materiais existentes. Uma fraqueza material é uma deficiência de

controle, ou a combinação de deficiências de controle, no controle interno sobre os relatórios financeiros, de tal forma que haja uma

possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações contábeis consolidadas não será prevenida ou detectada em

tempo hábil. As fraquezas materiais identificadas foram:

1 - Não mantivemos um ambiente de controle efetivo, especificamente quanto à tempestividade da remediação das

deficiências de controles internos relacionadas aos exercícios anteriores;;

2 - Não mantivemos controles adequados quanto à elaboração das demonstrações financeiras e divulgações relacionadas,

incluindo ausência de tempestividade nas análises e reconciliações da Amazonas Distribuição e Furnas

3 - Não mantivemos controles internos efetivos de monitoramento adequado das Sociedades de Propósito Específicos

(SPEs), incluindo falha na identificação e no monitoramento da execução física e financeira dos projetos relevantes de investimentos

avaliados pelo método de equivalência patrimonial, ausência de revisão dos termos técnicos e financeiros dos contratos de

construção antes do processo de licitação, análise adequada das propostas feitas por fornecedores e falta de avaliação e monitoramento

da evolução e de orçamento dos projetos, e

170

Page 201: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

4 - Não implementamos integralmente os controles internos relacionados a prevenção de riscos, corrupção e programa de

compliance, considerando os requerimentos da legislação norte americana (FCPA - Foreign Corrupt Practices Act) e da legislação

brasileira (Lei 12.846/13 - Lei Anticorrupção), incluindo um canal de denúncia eficaz devido a controles inadequados de integridade.

Remediação das Fraquezas Materiais

A fim de corrigir a fraqueza material relacionada ao número significativo de deficiências relativas as demonstrações financeiras que

não foram corrigidas em tempo hábil, a nós fortalecemos, juntamente com as nossas controladas, a importância de nomear pessoas

para estarem no supervisão do ambiente de controles internos em todas as suas diferentes áreas de negócios, e também estabelecemos

metas para os gestores dessas áreas. Adicionalmente, com vistas a reduzir as deficiências existentes, nossas empresas estão

promovendo ações em governança corporativa, gestão de riscos e gestão de áreas de controles internos. Atualmente, estamos

implementando planos para lidar com essas deficiências qualitativas e quantitativas. Nós estamos reestruturando nossa estrutura

operacional, bem como alterando o nosso processo de governança corporativa. O plano estratégico 2017-2021 foca cinco grandes

prioridades: a consequente sustentabilidade financeira da empresa; busca por excelência operacional; fortalecimento da governança

corporativa; foco na geração e transmissão; e alienação de ativos não essenciais.

A fim de remediar a fraqueza material nos controles internos que garantem a análise de monitoramento e preparação de demonstrações

financeiras e divulgações relacionadas, estamos implementando um serviço compartilhado integrando contas a pagar, processo de

aquisição, gerenciamento de contratos que pode reduzir o risco de não identificação oportuna de ajustes contábeis causados pelo não

entrega, pelos fornecedores, de bens e serviços. A Amazonas D está implementando um sistema de monitoramento para controlar o

consumo de combustível para geração de energia em suas usinas termoelétricas, o que pode melhorar os controles de estoque de

combustível e o processo de consumo.

Para os investimentos preexistentes, estamos realizando uma análise de lacunas das disposições dos acordos de acionistas existentes

com aqueles descritos no Manual SPE para a tomada de decisão do Conselho de Administração. Emitimos um Manual SPE

descrevendo e orientando as principais práticas sobre como fazer e gerenciar novos investimentos. Para os investimentos

preexistentes, estamos realizando uma análise de lacunas das disposições dos acordos de acionistas existentes com aqueles descritos

no Manual SPE para a tomada de decisão do Conselho de Administração.

Temos melhorado e reforçado o nosso programa de conformidade, a fim de corrigir esta fraqueza material, de acordo com exigências

da FCPA e da Lei Anticorrupção brasileira. Ao longo de 2015 e 2016, temos implementado uma série de medidas para aumentar a

sofisticação e eficácia do nosso programa de conformidade.

O “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” é um plano corporativo que estamos desenvolvendo e implementando a fim

de cumprir os padrões, leis e regulamentos de governança corporativa, incluindo a Lei norte-americana Sarbanes-Oxley de 2002, ao

FCPA, a Lei Anticorrupção brasileira, a Lei de Empresas Controladas Pelo Governo (Lei No 13.303/2016), as normas e diretrizes

emitidas pela SEC, pela CVM, pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e pelo OCDE, entre outros. Um resumo

das principais questões do nosso programa em implementação é discutido abaixo:

A avaliação de risco de fraude e corrupção será implementada ao nível de subsidiária, unidade de negócios, processo e

cargo.

Canal de Denúncias: criamos o nosso próprio canal de denúncias que garante o anonimato e confidencialidade das

denúncias e outros relatórios internos. O canal é gerido por uma Ouvidoria e as queixas são tratadas por diferentes

comissões, dependendo da sua natureza (aspectos de conduta, ética e corrupção). Os relatórios mensais de queixas de

gestão e como são tratadas são emitidos e submetidos ao Conselho Fiscal (adaptado às funções do Comitê de

Auditoria). Atualmente, estamos revisando o projeto do processo para receber, tratar e responder a reclamações,

buscando melhorar sua eficácia através da contratação de um canal especializado de terceiros e o estabelecimento de

políticas para as consequências.

Disposições Contratuais/Due Diligence: os nossos acordos contratuais com terceiros têm disposições de conformidade

destinados a cumprir com a legislação anticorrupção brasileira e norte-americana. Estamos atualmente estruturando e

implementando formulários, declarações e outros procedimentos de due diligence para grandes grupos de terceiros.

171

Page 202: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ITEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS

Não aplicável.

ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO CONSELHO FISCAL

O nosso conselho de administração determinou que Luis Felipe Vital Nunes Pereira, membro do nosso Conselho Fiscal, seja um

“perito financeiro do conselho fiscal”, conforme definido pelas normas atuais da SEC, e cumpra as exigências de independência da

SEC e os padrões de listagem da NYSE. Para uma discussão do papel do nosso Conselho Fiscal, ver o “Item 6.C, Práticas do

Conselho - Conselho Fiscal.”

ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA

O Código de Ética e Conduta é o principal documento que orienta as ações do nosso grupo, pois estabelece e reforça os compromissos

assumidos com nossos clientes.

Decididos a atuar nos quatro pilares da governança - transparência, equidade, contabilidade e responsabilidade corporativa - estamos

nos remodelando para enfrentar os novos desafios futuros. A nova legislação sobre o tema foi o principal motivador para a revisão do

nosso Código de Ética e Conduta e, internamente, criamos o Departamento de Conformidade em 2016, baseado em três pilares: gestão

de riscos, controles internos e integridade corporativa.

Em 2016, nosso Código de Ética foi revisado para atender às novas leis promulgadas no Brasil, que se concentram na ética e na

integridade, e:

Lei nº 12.257/2011 (“Lei de Acesso à Informação”);

Lei nº 12.529/2011 (“Lei Antitruste”);

Lei nº 12.813/2013 (“Lei de Conflitos de Interesse”);

Lei nº 12.846/2013 (“Lei de Sociedade Limpa”) e Decreto Regulamentar nº 8.420, de 18 de março de 2015;

Lei nº 13.303/2016 (“Lei das Sociedades Comerciais Estaduais”); e

Instrução Normativa MP/CGU nº 01, de 10 de maio de 2016 (sobre Governança e Gestão de Riscos).

O lançamento da nova versão do Código de Ética e Conduta ocorreu em 9 de dezembro de 2016, Dia Internacional contra a

Corrupção, como parte da III Semana de Cultura Ética e está disponível em nosso site:

www.eletrobras.com/instrumentosgestaoepoliticas.

Também criamos, em 2008, um “canal de denúncias ” para receber “denúncias” por qualquer pessoa (desde que essa denúncia seja

direta e relatada mensalmente ao Conselho Fiscal) a respeito de qualquer “conduta desonesta ou antiética”, “questões de contabilidade,

controles contábeis internos ou questões de auditoria” e quaisquer submissões igualmente confidenciais e anônimas de

“preocupações” do mesmo tipo por parte dos nossos funcionários e associados. O “canal de denúncias” pode ser acessado através do

nosso site ou por carta enviada para a nossa sede, aos cuidados do nosso Conselho Fiscal.

Em 2015, melhoramos o nosso processo a fim de relatar todas as denúncias diretamente para o Conselho Fiscal. Em 2016 e 2015,

respectivamente, 88 e 30 questões relacionadas à conduta de fraudes e corrupção foram relatadas para diferentes canais, sendo 35

relatadas através do “canal de denúncias”. Nenhum deles tinha impacto financeiro sobre os nossos Resultados Operacionais. Não

concedemos quaisquer renúncias implícitas ou explícitas a partir de qualquer disposição do nosso código de ética desde a sua adoção.

ITEM 16C. PRINCIPAIS HONORÁRIOS E SERVIÇOS CONTÁBEIS

A tabela a seguir estabelece, por categoria de serviço, os honorários totais pelos serviços prestados a nós pela KPMG Auditores

Independentes durante os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015.

172

Page 203: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

2016 2015

(R$)

Taxas de Auditoria 46.748.814,22 16.156.966,56

Taxas Relacionadas à Auditoria

Taxas Fiscais - - Todas as Outras Taxas - - Total 46.748.814,22 16.156.966,56

Honorários de Auditoria

As honorários de auditoria consistem das taxas pagas para a KPMG Auditores Independentes e suas afiliadas, com relação às

auditorias das nossas demonstrações contábeis consolidadas anuais e controles internos, revisões interinas das nossas informações

financeiras trimestrais, cartas e conforto, procedimentos relacionados à auditoria das provisões de imposto de renda com relação à

auditoria e à revisão das nossas demonstrações contábeis consolidadas.

Encargos fiscais e tributários

Não foram pagas à KPMG Auditores Independentes quaisquer encargos fiscais e tributários para os exercícios findos em 31 de

dezembro de 2016, 2015 e 2014.

Todos outros honorários

Nenhum outro honorário foi pago à KPMG Auditores Independentes para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e

2014.

Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal recomenda ao Conselho de Administração para aprovação, a entidade a ser contratada para prestação dos serviços

de auditoria independente para nós e nossas controladas, e a sua remuneração, bem como a sua substituição. A contratação de um

auditor independente para serviços que não são de auditoria está sujeita à aprovação prévia do Conselho Fiscal no que diz respeito ao

cumprimento das normas de independência. Para mais informações sobre o nosso Conselho de Administração e Conselho Fiscal, ver o

“Item 6.C. Práticas do Conselho de Administração.”

ITEM 16D. ISENÇÃO DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA OS CONSELHOS FISCAIS

Nomeamos e autorizamos o nosso Conselho Fiscal a desempenhar o papel de um conselho fiscal de acordo com a Norma 10A-3 da

Lei de Mercado de Capitais. Somos obrigados pela SEC e pelo conselho fiscal da empresa listada na NYSE a cumprir a Norma 10A-3

da Lei de Mercado de Capitais, a qual exija que estabeleçamos um conselho fiscal, composto por membros do nosso Conselho de

Administração, que cumpra as exigências especificadas ou designe e autorize o nosso Conselho fiscal a desempenhar o papel do

conselho fiscal com base na isenção estabelecida na Norma 10A-3(c)(3) da Lei de Mercado de Capitais. Acreditamos que o nosso

Conselho Fiscal cumpre as exigências de independência e outras exigências da Norma 10A-3 da Lei de Mercado de Capitais, a qual se

aplicaria na ausência da nossa confiança com relação à isenção.

ITEM 16E. AQUISIÇÕES DE TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA PELO EMITENTE E PELOS

COMPRADORES AFILIADOS

Não aplicável.

ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR CERTIFICADO DA REQUERENTE

Não aplicável.

ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA

Ver o “Item 9.C, Mercados - Diferenças Significativas entre as nossas Práticas de Governança Corporativa e os Padrões de

Governança Corporativa da NYSE.”

173

Page 204: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

PARTE III

ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Ver o “Item 18, Demonstrações financeiras.”

ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Favor ver as nossas demonstrações financeiras consolidadas, tendo início na página F-1. Em 2016, nossa afiliada CTEEP foi uma

associada significativa de acordo com a Regra 3-09 do Regulamento S-X e, portanto, apresentaremos demonstrações financeiras para

essa entidade a partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 como emenda a este relatório anual. Em 2015, nenhuma de

nossas empresas controladas foi uma entidade relevante nos termos da Regra 3-09 do Regulamento S-X. Em 2014, a Madeira Energia

S.A. e a Energia Sustentável do Brasil Participações S.A. constituíram entidades significativas sob o método de equivalência

patrimonial de acordo com a Rega 3-09 do Regulamento S-X e, desta maneira, apresentaremos as demonstrações financeiras para tais

empresas para o ano findo em 31 de dezembro de 2016 como um aditamento a este relatório anual. Além disso, incluímos, com início

na página F-6, os relatórios de auditoria de outros auditores em relação às demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A., Norte

Energia S.A. e CTEEP relativo ao ano findo em 31 de dezembro de 2016. Esses relatórios de auditoria são referidos no relatório de

nossos auditores externos, KPMG Auditores Independentes, em relação a nossas demonstrações financeiras consolidadas do ano findo

em 31 de dezembro de 2016.

ITEM 19. ANEXOS

2.1 Contrato de Depósito Alterado e Consolidado, datado de 18 de outubro de 2002, entre a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. -

Eletrobras e o J.P. Morgan Chase Bank, N.A., constituído no presente instrumento por referência da nossa Declaração de

Registro no Formulário 20-F, arquivado em 21 de julho de 2008, Arquivo nº 001-34129.

2.2 O valor total dos títulos de dívida de longo prazo da nossa empresa e suas controladas de acordo com qualquer instrumento

não excede 10% do total de ativos da nossa empresa e das nossas controladas em uma base consolidada. Concordamos em

fornecer cópias de todos e quaisquer instrumentos à SEC mediante solicitação.

3.2 Estatuto Social da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras (tradução em idioma inglês), datado de 23 de dezembro de 2011.

4.1 Tratado de Itaipu assinado entre o Brasil e o Paraguai - Lei No 5.899 de 5 de julho de 1973, constituído no presente

instrumento por referência da nossa Declaração de Registro no Formulário 20-F arquivado em 21 de julho de 2008,

Arquivo No 001-34129.

8.1 Lista de controladas.

12.1 Norma 13a-14(a)/15d-14(a). Certificação do Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras

12.2 Norma 13a-14(a)/15d-14(a). Certificação do Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.

13.1 Seção 906 do Certificado de Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.

13.2 Seção 906 do Certificado de Diretor Financeiro da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.

174

Page 205: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ASSINATURAS

A requerente, neste ato, certifica que cumpre todas as exigências de arquivamento do Formulário 20-F, e que fez com que o abaixo

assinado assinasse, e que o autorizou a assinar este relatório anual em seu favor.

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

29 de abril de 2017 Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior

Nome: Wilson Pinto Ferreira Junior

Cargo: Diretor Presidente

Por: /s/ Armando Casado de Araújo

Nome: Armando Casado de Araújo

Cargo: Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor

175

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

Em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e por cada um dos exercícios do período de três anos findo em 31 de dezembro de 2016.

Índice

Relatórios de Auditores Independentes Registrados da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. de 28 de abril de 2017 F-2

Relatório do Auditor Independente da Madeira Energia S.A. - MESA em 28 de abril de 2017 F-6

Relatório da Empresa Independente de Contabilidade Pública da Empresa Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP

de 28 de abril de 2017 F-7

Relatório do Auditor Independente da Norte Energia S.A em 26 de abril de 2017 F-8

Balanços patrimoniais consolidados em 31 de dezembro de 2016 e 2015 F-9

Balanços consolidados de lucros e prejuízos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-11

Balanços consolidados de alterações de participação em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-12

Balanços consolidados de resultados abrangentes para os anos findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-13

Balanços consolidados de fluxo de caixa em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-14

Notas explicativas às demonstrações financeiras consolidadas F-15

F-1

Page 206: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS
Page 207: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relatório da firma de auditoria independente registrada

(Este relatório da firma de auditoria independente registrada foi traduzido para fins de conveniência e foi emitido originalmente em inglês

exclusivamente para fins de cumprimento das normas e regulamento da Securities and Exchange Commission - SEC, portanto exclusivamente para

uso no Estados Unidos da América. A KPMG Auditores Independente não se responsabiliza pelo uso deste relatório fora dos Estados Unidos da

América ou para qualquer outro propósito.)

Ao Conselho de Administração e Acionistas

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras:

Examinamos as demonstrações financeiras consolidadas das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e

subsidiárias (a “Companhia”) em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e as respectivas demonstrações do resultado

consolidado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa em relação aos exercícios

findos nesta data. Estas demonstrações financeiras consolidadas são de responsabilidade da Administração da Companhia.

Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre as demonstrações financeiras consolidadas com base em nossas

auditorias.

Não examinamos as demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A. (uma investida com 39,00% de participação),

Norte Energia S.A. (uma investida com 49,98% de participação) e Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista –

CTEEP (uma investida com 36,05% de participação). Os investimentos da Companhia na Madeira Energia S.A em 31 de

dezembro de 2016 e 2015 foram na ordem de R$ 2.503.260 mil e R$ 2.896.068 mil, respectivamente, e participações no

resultado foram prejuízo líquido de R$ 240.708 mil, lucro líquido de R$ 7.030 mil e prejuízo líquido de R$ 861.144 mil

em relação aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, respectivamente, os investimentos na Norte

Energia S.A. em 31 de dezembro de 2016 e 2015 foram na ordem de R$ 5.358.861 mil e R$ 3.378.325 mil após ajustes de

consolidação, e participações no resultado com prejuízos líquidos de R$ 18.665 mil e R$ 23.958 mil após ajustes de

consolidação , para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015, respectivamente e o investimento na

Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP foi na ordem de R$ R$ 2.592.701 mil e participação no

resultado com lucro líquido de R$ 1.704.057 mil após ajustes de consolidação para o exercício findo em 31 de dezembro

de 2016. As demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A. e Companhia Transmissão de

Energia Elétrica Paulista – CTEEP foram examinadas por outros auditores cujos relatórios nos foram fornecidos, e nossa

opinião, à medida que diga respeito aos valores relativos a Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A. e Companhia

Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP baseia-se exclusivamente nos relatórios dos outros auditores.

Conduzimos nossas auditorias de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados

Unidos). Estas normas requerem o planejamento e a execução de auditoria para obter segurança razoável de que as

demonstrações financeiras estão livres de distorções relevantes. Uma auditoria inclui a avaliação, por meio de testes, que

confirme os valores e as divulgações apresentadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria inclui, também, a

avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e estimativas significativas feitas pela Administração, bem como

a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e

apropriada para fundamentar nossa opinião.

Em nossa opinião, baseada na auditoria e no relatório dos outros auditores, as demonstrações financeiras consolidadas

acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Centrais Elétricas

Brasileiras S.A. - Eletrobras e controladas em 31 de dezembro de 2016 e 2015, o desempenho de suas operações e seu

fluxo de caixa para os exercícios findos naquelas datas, de acordo com as normas internacionais de apresentação de

relatórios financeiras (IFRS) editadas pelo International Accounting Standards Board (IASB).

Conforme descrito na Nota 15 das demonstrações financeiras consolidadas, as controladas do segmento de distribuição e

as controladas de geração de energia Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear), Companhia de Geração Térmica de

Energia Elétrica (CGTEE) e Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. apresentam perdas contínuas em suas

operações, capital de giro negativo e/ou passivo a descoberto, e as coligadas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.,

Page 208: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ESBR Participações S.A., Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A., Mata de Santa Genebra Transmissão S.A e Teles

Pires Participações S.A. apresentam capital de giro negativo relevante em 31 de dezembro de 2016. As demonstrações

financeiras destas controladas e coligadas foram preparadas pressupondo que elas continuarão em operação. As

demonstrações financeiras consolidadas da Companhia não incluem ajustes que possam decorrer desta incerteza.

Conforme descrito em mais detalhes na Nota 4.XI das demonstrações financeiras consolidadas, a Companhia é ré em duas

ações judiciais coletivas iniciadas nos Estados Unidos da América, sob alegação, dentre outras, de que a Companhia e os

réus individuais sabiam ou deveriam ter conhecimento sobre a alegada fraude cometida contra a Companhia por um cartel

de empreiteiras, bem como subornos e propinas supostamente solicitadas e recebidas pelos empregados da Companhia;

que a Companhia e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à alegada fraude; e que

o preço das ações da Companhia declinou quando a suposta fraude foi divulgada. Embora nenhuma provisão tenha sido

constituída nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia, o resultado final dos processos judiciais podem ter

um efeito adverso relevante sobre a posição financeira consolidada da Companhia, os resultados das operações e fluxos de

caixa no futuro. O prejuízo líquido da Companhia nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2015 aumentou em

R$ 154.147 mil e R$ 4.482 mil em decorrência dos custos previamente capitalizados e de baixa de investimento avaliado

pelo método de equivalência patrimonial, representando valores estimados relacionados com as atividades ilícitas que as

subsidiárias da Eletrobras e coligada capitalizaram em excesso na aquisição de imobilizado em períodos anteriores a 2015.

Adicionalmente examinamos, de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados

Unidos), os controles internos da Companhia relativos aos relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016, com base

em critérios estabelecidos na Internal Control – Integrated Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring

Organizations of the Treadway Commision (COSO), e nosso relatório datado de 28 de abril de 2017 expressou uma

opinião adversa sobre a efetividade dos controles internos da Companhia relativos aos relatórios financeiros.

/s/ KPMG Auditores Independentes

Rio de Janeiro, Brasil

28 de abril de 2017

F-3

Page 209: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relatório da firma de auditoria independente registrada

(Este relatório da firma de auditoria independente registrada foi traduzido para fins de conveniência e foi emitido originalmente em inglês

exclusivamente para fins de cumprimento das normas e regulamento da Securities and Exchange Commission - SEC, portanto exclusivamente para

uso no Estados Unidos da América. A KPMG Auditores Independente não se responsabiliza pelo uso deste relatório de fora dos Estados Unidos da

América ou para qualquer outro propósito.)

Ao Conselho de Administração e Acionistas

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras:

Examinamos os controles internos sobre os relatórios financeiros da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras

(“Companhia”) em 31 de dezembro de 2016, com base em critérios estabelecidos na Internal Control - Integrated

Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision (COSO). A

Administração da Eletrobras é responsável por manter controles internos efetivos sobre os relatórios financeiros e avaliar

a efetividade de seus controles internos sobre os relatórios financeiros, incluídos no anexo “Relatório Anual da

Administração dos Controles Internos sobre os Relatórios Financeiros”. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião a

respeito dos controles internos sobre os relatórios financeiros da Companhia com base em nossa auditoria.

Conduzimos nossa auditoria de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados

Unidos). Estas normas requerem o planejamento e a execução da auditoria para obter segurança razoável sobre a

efetividade dos controles internos relativos aos relatórios financeiros foram mantidos em todos os aspectos importantes.

Nossa auditoria incluiu a obtenção de um entendimento dos controles internos sobre os relatórios financeiros, a avaliação

do risco da existência de fraquezas materiais, bem como testes e a avaliação do desenho e efetividade operacional dos

controles internos com base em riscos avaliados. Nossa auditoria também incluiu a realização de outros procedimentos

que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que a nossa auditoria forneça um fundamento razoável

para nossa opinião.

O controle interno sobre os relatórios financeiros da companhia é um processo destinado a fornecer segurança razoável

acerca da confiabilidade dos relatórios financeiros apresentados e a elaboração das demonstrações financeiras para fins

externos, em conformidade com as práticas contábeis adotadas. O controle interno sobre os relatórios financeiros da

Companhia inclui normas e procedimentos que (1) dizem respeito à manutenção de registros que demonstrem, em

detalhes razoáveis, com precisão e propriedade as operações e alienações dos bens da empresa; (2) fornecem segurança

razoável de que as operações são registradas conforme necessário para permitir a elaboração de demonstrações

financeiras, em conformidade com as práticas contábeis adotadas e que as receitas e despesas da empresa estão sendo

feitas somente de acordo com as autorizações da administração e dos diretores da empresa; e (3) fornecem segurança

razoável acerca da prevenção ou detecção oportuna da aquisição, uso ou alienação não autorizada dos ativos da empresa

que teria um efeito material sobre as demonstrações financeiras.

Devido a suas limitações inerentes, o controle interno sobre os relatórios financeiros não pode prevenir ou detectar erros.

Além disso, projeções de qualquer avaliação da efetividade para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os

controles sejam inadequados em função das mudanças nas condições ou que o grau de cumprimento das normas e

procedimentos possa deteriorar-se.

Uma fraqueza material é uma deficiência, ou uma combinação de deficiências, nos controles internos sobre os relatórios

financeiros, de tal forma que há uma possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações financeiras

anuais ou intermediárias da companhia não será prevenidas ou detectadas em tempo hábil. Fraquezas materiais relativas a

(i) remediações das deficiências de controles internos identificadas em anos anteriores; (ii) processo de preparação de

demonstrações financeiras; (iii) monitoramento adequado dos investimentos em Sociedades de Propósitos Específicos

(SPEs); e (iv) programa de monitoramento de risco, prevenção à corrupção e conformidades foram identificadas e

incluídas na avaliação da Administração. Além disso, auditamos as demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras,

em conformidade com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados Unidos). Estas fraquezas

Page 210: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

materiais foram consideradas na determinação da natureza, prazo e extensão dos testes de auditoria aplicados em nossa

auditoria das demonstrações financeiras consolidadas de 2016 e este relatório não afeta o nosso relatório de 28 de abril de

2017, que expressou uma opinião sem ressalvas sobre aquelas demonstrações financeiras consolidadas.

Em nossa opinião, devido aos efeitos das fraquezas materiais mencionadas acima a respeito do alcance dos objetivos dos

critérios de controle, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras não mantém controles internos efetivos sobre os

relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2015, baseado nos critérios estabelecidos na Internal Control—Integrated

Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision (COSO).

Nós não expressamos uma opinião ou qualquer outra forma de asseguração sobre as afirmações da Administração

referenciadas as medidas de correções adotadas após 31 de dezembro de 2016, em relação às fraquezas materiais

mencionadas acima nos controles internos da sobre os relatórios financeiros.

/s/ KPMG Auditores Independentes

Rio de Janeiro, Brasil

28 de abril de 2017

F-5

Page 211: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relatório de Auditor Independente

Ao Conselho de Administração e Acionistas da Madeira Energia S.A. - MESA

Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Madeira Energia S.A. - MESA e sua subsidiária (a “Empresa”) em

31 de dezembro de 2016 e 2015, e as demonstrações de operações consolidadas, perda global, mudanças do patrimônio líquido e dos

fluxos de caixa para cada um dos três anos no período findo em 31 de dezembro de 2016. Estas demonstrações financeiras são de

responsabilidade da administração da Empresa. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações

financeiras com base nas nossas auditorias.

Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas de auditoria geralmente aceitas nos Estados Unidos da América e em

conformidade com as normas do Conselho de Supervisão da Contabilidade de Empresas Abertas (Estados Unidos). Essas normas

requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações financeiras

estejam livres de declarações inexatas. Uma auditoria inclui o exame, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as

informações divulgadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria também inclui a avaliação dos princípios contábeis utilizados e

das estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras.

Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos

relevantes, a posição financeira da Madeira Energia S.A. - MESA e sua subsidiária em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e os

resultados de suas operações e os seus fluxos de caixa para cada um dos três exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, em

conformidade com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro como emitidas pelo Conselho Internacional de Normas

Contábeis.

/s/ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

São Paulo - Brasil

28 de abril de 2017

F-6

Page 212: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relatório da Empresa de Contabilidade Pública Registrada Independente

Para o Conselho de Administração e Acionistas da

CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A.

Examinamos as demonstrações consolidadas da posição financeira da CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista

S.A. em 31 de dezembro de 2016 e as respectivas demonstrações consolidadas de lucros, resultado abrangente, alterações do

patrimônio líquido e fluxos de caixa do exercício findo naquela data. Estas demonstrações financeiras são de responsabilidade da

administração da Empresa. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base nas

nossas auditorias.

Conduzimos nossa auditoria de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados Unidos). Essas

normas requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações

financeiras estejam livres de declarações inexatas. Não fomos contratados para realizar uma auditoria do controle interno da Empresa

sobre relatórios financeiros. Nossa auditoria incluiu a consideração do controle interno sobre os relatórios financeiros como base para

a elaboração de procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a

eficácia do controle interno da Empresa sobre relatórios financeiros. Por conseguinte, não expressamos essa opinião. A auditoria inclui

a avaliação, com base em testes, que confirme os valores e as divulgações contidas nas demonstrações contábeis, a avaliação das

práticas contábeis adotadas e estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das

demonstrações contábeis. Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a

posição financeira consolidada da CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. em 31 de dezembro de 2016 e

os resultados das suas operações e fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, em conformidade com as Normas

Internacionais de Relatório Financeiro como emitidas pelo Conselho International de Normas Contábeis.

ERNST & YOUNG

Auditores Independentes S.S.

CRC-2SP015199/O-6

/s/ Marcos Antonio Quintanilha

Marcos Antonio Quintanilha

Contador CRC-1SP132776/O-3

São Paulo, Brasil

28 de abril de 2017

F-7

Page 213: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Relatório de Auditor Independente

Para o Conselho de Administração e Acionistas

Norte Energia S.A.

Examinamos o balanço patrimonial da Norte Energia S.A. (a “Empresa”) em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e as respectivas

demonstrações de resultados, lucros globais, mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para cada um dos dois anos no

período findo naquela data. Estas demonstrações financeiras são de responsabilidade da administração da Empresa. Nossa

responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base nas nossas auditorias.

Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas de auditoria geralmente aceitas nos Estados Unidos da América e em

conformidade com as normas do Conselho de Supervisão da Contabilidade de Empresas Abertas (Estados Unidos). Essas normas

requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações financeiras

estejam livres de declarações inexatas. Uma auditoria inclui o exame, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as

informações divulgadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria também inclui a avaliação dos princípios contábeis utilizados e

das estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras.

Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a

posição financeira da Norte Energia S.A. em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e os resultados das suas operações e fluxos de caixa

para cada um dos dois anos no período findo naquela data, em conformidade com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro

como emitidas pelo Conselho Internacional de Normas Contábeis.

Brasília - Brasil

26 de abril de 2017

/s/ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

F-8

Page 214: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS E CONTROLADAS

BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015

(em milhares de reais ) NOTA 31/12/2016 31/12/2015

ATIVO

CIRCULANTE

Caixa e equivalente de caixa 5 679.668 1.393.973

Caixa restrito 5 1.681.346 647.433

Títulos e valores mobiliários 6 5.497.978 6.842.774

Clientes 7 4.402.278 4.137.501

Ativos financeiros - concessões e Itaipu 17 2.337.513 965.212

Financiamentos e empréstimos 8 3.025.938 3.187.226

Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 195.966 195.966

Remuneração de participação societaria 9 318.455 309.360

Tributos a recuperar 10 1.085.520 716.651

Imposto de renda e contribuição social 10 1.086.367 1.475.598

Direitos de ressarcimento 11 1.657.962 2.265.242

Almoxarifado 540.895 631.669

Estoque de combustível nuclear 12 455.737 402.453

Instrumentos financeiros derivativos 43 127.808 21.307

Risco hidrológico 14 109.535 195.830

Ativos mantidos para venda 42 4.406.213 4.623.785

Outros 1.663.473 1.425.416

TOTAL DOS ATIVOS CIRCULANTES 29.272.652 29.437.396

NÃO CIRCULANTE

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Direitos de ressarcimento 11 7.507.024 8.238.140

Financiamentos e empréstimos 8 10.158.306 14.400.394

Clientes 7 2.079.025 1.833.457

Títulos negociáveis 6 247.235 194.990

Estoque de combustível nuclear 12 675.269 578.425

Tributos a recuperar 10 1.705.414 2.623.186

Imposto de renda e contribuição social 10 2.327.866 3.067.591

Garantias e depósitos vinculados 6.259.272 5.079.707

Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 6.919 13.331

Ativos financeiros - Concessões e Itaipu 17 52.749.546 28.416.433

Instrumentos financeiros derivativos 43 100.965 25.004

Adiantamentos para futuro aumento de capital 13 1.617.916 1.215.532

Risco hidrológico 14 457.677 598.161

Outros 1.228.145 1.487.335

87.120.579 67.771.686

INVESTIMENTOS 15

Contabilizado pelo método da equivalência patrimonial 25.173.611 20.685.806

Mantidos pelo valor justo 1.357.923 1.177.260

26.531.534 21.863.066

IMOBILIZADO 16 26.812.925 29.479.479

INTANGÍVEL 18 761.739 935.151

TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE 141.226.777 120.049.383

TOTAL DE ATIVOS 170.499.429 149.486.779

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-9

Page 215: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS E CONTROLADAS

BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015, CONTINUAÇÃO

(em milhares de reais)

NOTA 31/12/2016 31/12/2015

PASSIVOS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

CIRCULANTE

Financiamentos e empréstimos 22 5.833.547 4.224.448

Debêntures 23 12.442 357.226

Empréstimo Compulsório 24 48.193 57.630

Fornecedores 20 9.659.301 10.128.507

Adiantamentos de clientes 21 620.781 648.236

Tributos a recolher 26 1.336.089 1.556.578

Imposto de renda e contribuição social 26 606.848 581.344

Remuneração dos acionistas 28 462.891 43.522

Contratos Onerosos 33 1.093.678 9.073

Folha de pagamento 1.188.149 1.018.788

Obrigações de reembolso 11 1.167.503 396.208

Benefícios pós-emprego 29 107.571 114.861

Provisões para contingências 30 1.083.475 590.725

Encargos setoriais 27 647.201 695.400

Arrendamento Mercantil (Leasing) 22 136.662 132.972

Instrumentos financeiros derivativos 43 6.946 20.608

Passivos associados a ativos mantidos para venda 42 5.175.013 5.575.009

Outros 1.952.220 1.948.508

TOTAL DE PASSIVOS CIRCULANTES 31.138.510 28.099.643

NÃO CIRCULANTE

Financiamentos e empréstimos 22 39.786.881 42.173.812

Fornecedores 20 9.782.820 9.449.421

Debêntures 23 188.933 205.248

Adiantamentos de clientes 21 592.215 659.082

Empréstimo Compulsório 24 460.940 466.005

Obrigação de desmobilização de ativos 31 1.402.470 1.201.186

Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 482.179 452.948

Provisões para contingências 30 19.645.954 13.556.129

Benefícios pós-emprego 29 2.368.077 1.858.824

Contratos onerosos 33 2.659.305 1.549.412

Obrigações de reembolso 11 1.516.313 2.483.378

Arrendamento Mercantil (Leasing) 43 1.032.842 1.119.183

Concessões a pagar - uso de bem público 63.337 59.644

Adiantamentos para futuro aumento de capital 32 3.310.409 219.294

Instrumentos financeiros derivativos 43 43.685 78.521

Encargos setoriais 27 615.253 462.195

Tributos a recolher 26 1.059.880 900.309

Imposto de renda e contribuição social 26 8.305.606 1.003.796

Outros 1.978.893 1.908.156

TOTAL DE PASSIVOS NÃO CIRCULANTES 95.295.992 79.806.543

PATRIMÔNIO

Capital social 35 31.305.331 31.305.331

Reserva de capital 35 13.867.170 26.048.342

Reservas de lucro 35 3.018.682 - Ajustes de avaliação patrimonial 33.261 39.452

Prejuízos acumulados - (12.339.801 )

Outros resultados abrangentes acumulados

(4.004.625 ) (3.113.481 )

Page 216: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 31/12/2016 31/12/2015

Valores reconhecidos no OCI classificados como ativos para venda (16.349 ) (6.458 )

Patrimônio líquido atribuível aos proprietários da Empresa 44.203.470 41.933.385

Participações minoritárias (138.543 ) (352.792 )

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 44.064.927 41.580.593

TOTAL DE PASSIVOS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 170.499.429 149.486.779

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-10

Page 217: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DE LUCROS E PREJUÍZOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE

DEZEMBRO DE 2016, 2015 e 2014

(em milhares de reais )

NOTA 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 37 60.748.853 32.588.838 30.137.807

CUSTOS OPERACIONAIS

Energia comprada para revenda 40 (11.264.044 ) (10.766.227 ) (10.424.699 )

Despesas sobre a utilização da rede de energia elétrica (1.805.434 ) (1.737.959 ) (1.523.379 )

Combustível para produzir eletricidade (759.826 ) (1.249.836 ) (1.479.633 )

Construção (2.381.630 ) (3.237.537 ) (2.899.648 )

Pessoal, material e serviços 39 (10.363.211 ) (9.495.417 ) (8.485.373 )

Remuneração e ressarcimento (362.702 ) (348.874 ) (386.824 )

Depreciação (1.558.387 ) (1.417.856 ) (1.387.034 )

Amortização (285.398 ) (424.744 ) (390.262 )

Doações e contribuições (219.417 ) (215.116 ) (251.415 )

Provisões/Reversões operacionais 41 (14.867.952 ) (11.586.767 ) (4.663.221 )

Plano de Demissão Voluntária - - (219.299 )

Achados - (15.996 ) (195.127 )

Outros (1.974.327 ) (2.131.954 ) (1.675.350 )

(45.842.328 ) (42.628.283 ) (33.981.264 )

RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO

RESULTADO FINANCEIRO 14.906.525 (10.039.445 ) (3.843.457 )

RESULTADO FINANCEIRO

Receita Financeira

Receitas de juros, comissões e taxas 1.154.010 1.128.406 1.071.107

Receitas de aplicações financeiras 1.086.578 1.122.643 1.020.654

Acréscimo moratório sobre energia elétrica 320.836 709.404 323.300

Atualizações monetárias ativas 2.549.308 3.765.236 841.821

Variações cambiais ativas 4.985.602 10.251.948 3.293.940

Remuneração das indenizações - Lei nº 12.783/13 - 115.407 1.018.952

Atualização do ativo regulatório 231.107 229.608 - Ganhos com derivativos 218.714 - 382.614

Outras receitas financeiras 677.235 629.589 747.433

Despesas financeiras

Encargos de dívidas (6.375.836 ) (6.340.459 ) (3.448.734 )

Encargos de arrendamento mercantil (303.381 ) (273.391 ) (279.716 )

Encargos sobre recursos de acionistas (200.857 ) (40.511 ) (87.047 )

Atualizações monetárias passivas (4.149.223 ) (1.362.380 ) (495.680 )

Variações cambiais passivas (4.848.040 ) (10.219.318 ) (2.998.387 )

Atualização do ativo regulatório (174.485 ) (130.502 ) - Perdas com derivativos - (221.666 ) - Outras despesas financeiras (1.100.879 ) (1.063.039 ) (695.632 )

(5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625

Page 218: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DOS RESULTADOS DE

INVESTIMENTOS PATRIMONIAIS, IMPOSTOS E

CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 8.977.214 (11.738.470 ) (3.148.832 )

RESULTADOS DE INVESTIMENTOS PELO

MÉTODO DE EQUIVALÊNCIA 38 3.205.511 531.446 (1.308.304 )

LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DE IMPOSTOS E

CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 )

Imposto de renda e contribuição social circulante 26 (619.044 ) (546.812 ) (82.483 )

Imposto de renda e contribuição social deferido 26 (7.891.775 ) (163.300 ) (1.618.035 )

TOTAL DE IMPOSTO DE RENDA E

CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 )

Receita líquida (perda) referente ao exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )

VALOR ATRIBUÍDO AOS PROPRIETÁRIOS DA

EMPRESA 3.584.529 (11.405.085 ) (6.226.206 )

VALOR ATRIBUÍDO A PARTICIPAÇÕES

MINORITÁRIAS 87.377 (512.051 ) 68.553

LUCRO (PREJUÍZO) BÁSICO POR AÇÃO 36 R$ 2,65 R$ (8,43 ) R$ (4,60 )

LUCRO (PREJUÍZO) DILUÍDO POR AÇÃO 36 R$ 2,62 R$ (8,43 ) R$ (4,60 )

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-11

Page 219: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÃ DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO CONSOLIDADAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E 2014

(em milhares de reais)

RESERVAS DE LUCRO

AJUSTES DE

AVALIAÇÃO

PATRIMONIAL

REFLEXO

OUTROS

RESULTADOS

ABRANGENTES

PATRIMÔNIO

LÍQUIDO ATRIBUÍVEL A

CONTROLADORE

S

PATRIMÔNIO

LÍQUIDO NÃO

CONTROLADORES

CAPITAL

SOCIAL

RESERVAS

DE CAPITAL LEGAL ESTATUTÓRIO

GANHOS

RETIDOS

LUCRO

NÃO

REALIZADO

DIVIDENDOS

ADICIONAIS

LUCROS/PREJUÍ

ZOS

ACUMULADOS

TOTAL DO

PATRIMÔNIO

LÍQUIDO

Em 31 de dezembro de 2013 31.305.331 26.048.342 2.233.017 2.989.936 - - 433.962 68.368 - (1.696.858 ) 61.382.098 195.198 61.577.296

Dividendos adicionais (433.962 ) (433.962 ) (433.962 )

Aquisição de investimento - 43.252 43.252 Encargos financeiros - Decreto nº 2.673/98 - -

Ajustes de conversão cumulativos (58.137 ) (58.137 ) (58.137 )

Ajustes de benefícios pós-emprego (407.875 ) (407.875 ) (407.875 )

Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda 77.888 77.888 77.888 Imposto de renda e contribuição social deferidos sobre outros

resultados abrangentes (26.482 ) (26.482 ) (26.482 )

Ajustes de controladas /coligadas (993.232 ) (993.232 ) 1.946 (991.286 )

Instrumentos financeiros derivativos - Hedge (11.412 ) (11.412 ) (11.412 ) Ajustes de avaliação patrimonial (25.421 ) 25.421 - -

Liberação de reservas estatutárias 67.141 (67.141 ) - -

Receita líquida (perda) referente ao exercício (6.226.206 ) (6.226.206 ) 68.553 (6.157.653 ) Dividendos propostos - - -

Compensação não reclamada aos acionistas - prescrita 41.720 41.720 41.720

Aprovação dos dividendos adicionais por Assembleia Geral Ordinária - - -

Perdas de reservas estatutárias (3.031.055 ) 3.031.055 - -

Em 31 de dezembro de 2014 31.305.331 26.048.342 2.233.017 26.022 - - - 42.947 (3.195.151 ) (3.116.108 ) 53.344.400 308.949 53.653.349

Ajustes de conversão cumulativos 67.482 67.482 67.482

Ajustes de benefícios pós-emprego 247.803 247.803 247.803

Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda (113.241 ) (113.241 ) (113.241 )

Imposto de renda e contribuição social deferidos sobre outros resultados abrangentes 38.502 38.502 38.502

Ajustes de controladas /coligadas 2.415 (243.909 ) (241.494 ) (149.690 ) (391.184 )

Instrumentos financeiros - hedge (468 ) (468 ) (468 )

Ajustes de avaliação patrimonial (3.495 ) 3.495 - - Receita líquida (perda) referente ao exercício (11.405.085 ) (11.405.085 ) (512.051 ) (11.917.136 )

Dividendos propostos (26.022 ) (26.022 ) (26.022 )

Compensação não reclamada aos acionistas - decaído 21.508 21.508 21.508 Aprovação dos dividendos adicionais por Assembleia Geral

Ordinária - - -

Absorção de prejuízos (2.233.017 ) 2.233.017 - -

Em 31 de dezembro de 2015 31.305.331 26.048.342 - - - - - 39.452 (12.339.801 ) (3.119.939 ) 41.933.385 (352.792 ) 41.580.593

Ajustes de conversão cumulativos (32.286 ) (32.286 ) (32.286 )

Ajustes de benefícios pós-emprego (178.854 ) (178.854 ) (178.854 )

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-12

Page 220: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS RESULTADOS ABRANGENTES PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS

EM 31 DE DEZEMBOR DE 2016, 2015 E 2014

(em milhares de reais )

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Lucro (prejuízo) no exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )

Outros resultados abrangentes (perda) que não podem ser

reclassificados para o lucro ou prejuízo líquido

Ajustes de conversão de moeda estrangeira (32.284 ) 121.353 (42.279 )

Ganhos e perdas atuariais (1.143.119 ) (236.798 ) (971.565 )

Imposto de renda e contribuição social diferido - - (404.332 )

Outros resultados abrangentes (perda) que podem ser

reclassificados para o lucro ou prejuízo líquido

Fluxo de caixa de hedge 11.683 (468 ) (12.320 )

Imposto de renda e contribuição social diferido - - 309

Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda 165.863 (109.493 ) 99.820

Imposto de renda e contribuição social diferido (56.393 ) 37.228 (33.939 )

Resultados abrangentes de controladas, afiliadas e controladas em

conjunto 280.682 33.383 (464.478 )

Imposto de renda e contribuição social diferido 9.296 1.274 411.480

Outros itens em perda abrangente (764.272 ) (153.521 ) (7.574.957 )

Total do resultado abrangente do exercício 2.143.362 (12.224.178 ) (7.574.957 )

Parcela atribuível aos controladores 1.929.113 (11.562.437 ) (7.643.510 ) Parcela atribuível aos não controladores 214.249 (661.741 ) 68.553

2.143.362 (12.224.178 ) (7.574.957 )

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-13

Page 221: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E

2014

(em milhares de reais)

FLUXO DE CAIXA DE ATIVIDADES OPERACIONAIS 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 )

Ajustes para reconciliar o lucro líquido (prejuízo) com

o caixa líquido gerado pelas atividades operacionais:

Depreciação e amortização 1.843.785 1.842.600 1.777.296

Variações monetárias líquidas 1.599.915 (914.656 ) (1.329.742 )

Variações cambiais líquidas (137.562 ) 863.808 291.510

Encargos financeiros 5.525.207 2.001.687 (109.124 )

Receitas de ativos financeiros 37 (29.406.261 ) (838.087 ) (714.409 )

Resultado da equivalência patrimonial 38 (3.205.511 ) (531.446 ) 1.308.304

) Provisões (reversão) para créditos de liquidação

duvidosa

41 351.673 658.679 (122.662 )

Provisão (reversão) para contingências 41 3.994.158 2.932.120 7.797.129

Provisão (reversão) para redução ao valor recuperável de

ativos

41 5.681.017 5.830.959 16.903

Provisões (reversões) de contratos onerosos 41 2.194.498 366.477 (1.800.401 )

Provisão para plano de demissão voluntário 41 - - 219.299

Impairment (reversão) para perdas de investimentos 41 1.479.088 489.753 (1.414.171 )

Reversão da perda de impairment de ativos financeiros 41 - - (791.868 )

Perdas de impairment em ativo imobilizado 41 - 235.064

Provisão ambientais 41 - 104.904

Provisão (estorno) risco hidrológico - GSF 41 (451.340 ) 451.340 - Provisão CCC - ANEEL 41 741.623 - - Taxas sobre a reserva global de reversão 220.420 253.348 308.167

Ajuste a valor justo/valor de mercado 28.864 157.066 170.509

Participação dos acionistas minoritários (132.389 ) 775.835 (103.868 )

Juros sobre recursos de acionistas 200.857 40.511 87.047

Derivativos (218.714 ) 221.666 (392.354 )

Resultados da investigação - 15.996 195.127

Outros 732.229 333.761 513.693

(8.958.443 ) 14.951.417 6.246.352

Mudanças em:

Clientes (583.469 ) 130.905 (441.152 )

Títulos e valores mobiliários 1.292.551 (2.886.138 ) 2.366.099

Direitos de ressarcimento 11 1.338.396 (700.320 ) 2.991.052

Almoxarifado 12 90.774 (119.055 ) 133.229

Estoque de combustível nuclear (150.128 ) 20.930 (150.590 )

Ativo financeiro- concessões e Itaipu 1.036.633 1.886.785 136.864

Ativos mantidos para venda 217.572 (4.623.785 ) - Risco hidrológico 226.779 (342.651 ) - Outros 215.588 357.948 (317.166 )

3.684.696 (6.275.381 ) 4.718.336

Fornecedores (156.294 ) 3.094.034 7.669.536

Adiantamentos de clientes 21 (61.195 ) (57.349 ) (53.898 )

Arrendamento Mercantil (82.651 ) (74.506 ) (67.166 )

Obrigações estimadas 80.116 (165.866 ) (153.105 )

Obrigações de ressarcimento 11 (888.864 ) 2.491 (7.534.600 )

Page 222: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Encargos setoriais 27 104.859 (382.423 ) 29.997

Passivos associados a ativos detidos para venda (399.996 ) 5.575.009 - Outros 71.559 1.152.395 (383.602 )

(1.332.466 ) 9.143.785 (492.838 )

Caixa proveniente das atividades operacionais 5.576.512 6.612.797 6.014.715

Pagamento de encargos financeiros (3.766.612 ) (2.805.404 ) (1.222.341 )

Pagamento de reserva global de reversão (138.869 ) (952.355 ) (216.209 )

Recebimento de receita anual permitida 1.226.501 965.764 703.266

Recebimento de indenizações de ativos financeiros - 4.027.661 2.773.092

Recebimento de encargos financeiros 1.122.490 1.113.278 172.000

Pagamento de imposto de renda e contribuições sociais (1.229.862 ) (610.223 ) (667.150 )

Recebimento de remuneração de investimentos em

participações societárias

694.003 412.874 106.232

Pagamento de previdência complementar (229.766 ) (201.469 ) (387.296 )

Pagamento de contingências 30 (739.361 ) (904.505 ) (1.177.462 )

Depósitos judiciais (626.298 ) (677.944 ) (906.386 )

Caixa líquido das atividades operacionais 1.888.738 6.980.474 5.192.461

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Empréstimos e financiamentos obtidos 3.638.561 7.543.513 7.410.882

Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal (4.543.612 ) (5.381.995 ) (3.238.117 )

Pagamento de remuneração aos acionistas (5.790 ) (23.056 ) (814.993 )

Pagamento de refinanciamento de impostos e

contribuições - principal

(132.879 ) (117.058 ) (103.785 )

Adiantamento para futuro aumento de capital 2.906.180 - - Recursos da Reserva Global de Reversão para repasse 1.007.112 - - Outros 1.191 (2.431 ) 49

Caixa líquido das atividades de financiamento 2.870.763 2.018.973 3.254.036

ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Empréstimos e financiamentos (242.154 ) (751.524 ) (255.379 )

Empréstimos e financiamentos 2.398.790 2.539.101 506.264

Aquisição de ativo imobilizado (1.691.089 ) (4.139.891 ) (2.801.858 )

Aquisição de ativos intangíveis (79.076 ) (384.307 ) (117.046 )

Aquisição de ativos de concessão (1.910.773 ) (3.153.701 ) (3.262.535 )

Aquisição/aporte de capital em participações societárias (3.272.685 ) (2.433.066 ) (3.903.911 )

Concessão de adiantamento para futuro aumento de

capital

(622.688 ) (737.631 ) (906.024 )

Fluxo de caixa líquido de aquisição de subsidiária - - 159.703

Outros (54.131 ) 48.467 (56.216 )

Caixa líquido das atividades de financiamento (5.473.806 ) (9.012.552 ) (10.637.002 )

Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa (714.305 ) (13.105 ) (2.190.505 )

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 5 1.393.973 1.407.078 3.597.583

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 5 679.668 1.393.973 1.407.078

As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas

F-14

Page 223: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A.

Eletrobras

(Sociedade de Capital Aberto)

CNPJ 00.001.180/0001-26

Notas às demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios findos

31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014

(Em milhares de reais )

NOTA 1 - CONTEXTO OPERACIONAL

A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras ou Empresa) é uma sociedade de capital aberto, com sede em Brasília - DF - Setor

Comercial Norte, Quadra 6, Conjunto A, Bloco A - Ed. Venâncio 3000, Asa Norte, registrada na Comissão de Valores Mobiliários

(CVM) e na Comissão de Valores Mobiliários dos EUA (SEC), com ações negociadas nas Bolsas de São Paulo (BOVESPA) no

Brasil, Madri (LATIBEX) na Espanha e Nova Iorque (NYSE) nos Estados Unidos da América. A Empresa é uma sociedade anônima

subsidiária pelo Governo Federal. Ela tem como objeto social a realização de estudos, projetos, construção e operação de usinas

geradoras, linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas

atividades. Além disso, tem como objetivo fornecer financiamento, fornecer garantias no Brasil e no exterior, para as empresas de

serviços públicos de eletricidade e que estão sob o seu controle e em favor de entidades de pesquisas técnico-científicas; promover e

apoiar a pesquisa de interesse para o setor da eletricidade, nomeadamente em atividades de geração, transmissão e distribuição, bem

como a realização de estudos sobre a utilização de áreas de captação de água para múltiplos fins; contribuir para a formação do

pessoal técnico necessário ao setor elétrico brasileiro, bem como na preparação de trabalhadores qualificados por meio de cursos de

especialização e também pode conceder aos estabelecimentos de ensino do país ou bolsas de estudo no exterior e fazer acordos com

entidades que colaboram na formação de pessoal técnico especializado; colaborar, técnica e administrativamente, com as empresas em

relação a qual ela participa e com o Ministério de Minas e Energia.

:A Companhia exerce a função de holding, gerindo investimentos em participações societárias, detendo o controle acionário direto em

seis empresas de geração e/ou transmissão de energia elétrica, abaixo relacionadas

• Furnas Centrais Elétricas S.A. (FURNAS);

• Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (ELETRONORTE);

• Empresa Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF);

• ELETROSUL Centrais Elétricas S.A.;

• Eletrobras Termonuclear S.A. (ELETRONUCLEAR); e

• Empresa de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE).

Além do controle da geração e/ou transmissão das empresas de energia elétrica, como listado acima, a Empresa detém uma

participação de controle direto em sete empresas de distribuição de energia elétrica:

F-15

Page 224: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

• Boa Vista Energia S.A. (Boa Vista);

• Empresa de Eletricidade do Acre (Eletroacre);

• Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron);

• Empresa Energética de Alagoas (Ceal);

• Empresa Energética do Piauí (Cepisa);

• CELG Distribuição S.A. (CELG D); e

• Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (Amazonas D).

Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou os ativos e passivos da subsidiária CELG D como um ativo mantido para venda,

uma vez que a Empresa foi comprometida com a venda da participação de controle nessa subsidiária, confirmada em leilão de

privatização em 30 de novembro de 2016. Esta venda foi concluída em 14 de fevereiro de 2017, quando foi assinado o Contrato de

Compra de Ações da CELG D entre a Eletrobras, a Empresa Celg de Participações (CELGPAR) e a ENEL BRASIL S/A, de acordo

com o cronograma estabelecido. Mais informações estão disponíveis na Nota 42.

Em 22 de julho de 2016, durante a 165ª Assembleia Geral Extraordinária, deliberou-se não renovar as concessões das controladas de

distribuição de energia elétrica do Grupo Eletrobras. Nessa Assembleia Geral Extraordinária, deliberou-se transferir o controle

majoritário, até 31 de dezembro de 2017, das empresas distribuidoras da Eletrobras, desde que, antes da transferência da distribuidora

para seu novo proprietário, a empresa de distribuição receba do Governo Federal, ou através de tarifas, todos os recursos e

remunerações necessários para operar, manter e fazer investimentos relacionados aos serviços de utilidade pública de cada empresa

distribuidora. (Ver Nota 2)

Em 1 de julho de 2015, a subsidiária Amazonas Energia iniciou no processo de separação, onde as atividades de geração e transmissão

de energia elétrica, até então fornecidos pela Amazonas Distribuidora, foram separadas da sua atividade de distribuição. Assim, uma

nova empresa foi criada na Eletrobras, chamada Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. (“Amazonas GT”), sob o controle

direto da Amazonas D. A segunda fase do processo de separação, que ainda está em curso, irá concluir a reestruturação corporativa.

A Empresa ainda detém o controle majoritário da Eletrobras Participações S.A. (Eletropar). Além disso, detém participações

societárias na Itaipu Binacional (Itaipu) (através de um sistema de controle conjunto conforme o Tratado Internacional assinado pelos

Governos do Brasil e do Paraguai), Inambari Geração de Energia S.A. e Rouar S.A. (através de um sistema de controle conjunto com

a empresa uruguaia estatal Usinas y Transmisiones Eléctricas [UTE]).

A Empresa é uma controladora indireta ou participa de um papel minoritário direta ou indiretamente em uma série de outras empresas

nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (ver Nota 15).

A comercialização da energia gerada é baseada em dois ambientes distintos de mercado, sendo um regulado (energia destinada a

concessionárias de distribuição) e outro caracterizado por contratos livremente celebrados (mercado livre). A Lei nº 10.848, de 15 de

março de 2004, prevê a diferenciação entre a energia proveniente de novos empreendimentos e de empresas existentes, determinando

a realização de leilões distintos para cada um desses mercados.

A Empresa está autorizada, diretamente ou através de suas coligadas ou controladas, a associar-se, com ou sem aporte de recursos,

para estabelecer consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle estrangeiro, direta ou

indiretamente destinado para a exploração da produção ou transmissão ou distribuição de energia elétrica.

F-16

Page 225: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, a Empresa é responsável pela gestão setorial de recursos, representada pela Reserva de Reversão Global (RGR), Conta de

Desenvolvimento Energético (CDE) e Conta de Consumo de Combustível (CCC). Estes programas de fundos de financiamento do

Governo Federal para a universalização do acesso à energia elétrica, eficiência de iluminação pública, incentivos para fontes

alternativas de energia elétrica, conservação de energia elétrica e aquisição de combustíveis fósseis utilizados nos sistemas isolados de

geração de energia elétrica, cujos movimentos financeiros não afetam o resultado da Empresa (exceto para a taxa administrativa em

certos Fundos).

A Medida Provisória nº 735, de 23 de junho de 2016, estabeleceu que as atividades relacionadas à gestão e administração do setor se

destinam à Reserva Global de Reversão (RGR), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e à Conta de Consumo de

Combustível (CCC), pelas quais a Eletrobras tem sido responsável até agora, serão transferidos para a Câmara de Comércio de

Energia Elétrica (CCEE). Em 17 de novembro de 2016, esta medida provisória foi convertida na Lei 13.360, estabelecendo que até 30

de abril de 2017 as atividades relativas à gestão e administração desses fundos serão transferidas para a Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica (CCEE).

Com a transferência dessas atividades para a CCEE, a Eletrobras continuará a se dedicar, com foco mais exclusivo, aos seus negócios

de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, aderindo à sua visão estratégica de atuar nos mercados de

energia de forma abrangente, rentável e sustentável.

A Empresa também atua como agente de marketing de energia elétrica para a Itaipu Binacional e para os agentes participantes do

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) e do Programa Nacional de Conservação de

Eletricidade (PROCEL).

A emissão das demonstrações financeiras consolidadas foi autorizada pelo Conselho de Administração, em 28 de abril de 2017.

NOTA 2 - CONCESSÕES DE ENERGIA ELÉTRICA DE SERVIÇO PÚBLICO

A Eletrobras, por meio de suas controladas e Itaipu, detém 46,908 GW* de capacidade instalada, 70.148 mil quilômetros* de linhas de

transmissão e sete distribuidores que atendem a aproximadamente 7 milhões de consumidores.

A Empresa, através de suas controladas ou investidas minoritárias, detém várias concessões de energia elétrica de serviço público,

para o qual os detalhes, capacidade instalada e datas de vencimento estão listados abaixo:

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-17

Page 226: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

I - Concessões em O&M - renovada - Lei nº 12.783/13

• Geração de energia elétrica e autorização

Concessões em O&M

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)* Vencimento

UHE Paulo Afonso I BA 180 31/12/2042

UHE Paulo Afonso II BA 443 31/12/2042

UHE Paulo Afonso III BA 794 31/12/2042

UHE Paulo Afonso IV BA 2.462 31/12/2042

UHE Apolônio Sales BA 400 31/12/2042

UHE Luiz Gonzaga (Itaparica) BA 1.480 31/12/2042

UHE Xingó SE 3.162 31/12/2042

UHE Furnas MG 1.216 31/12/2042

UHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho SP/MG 1.050 31/12/2042

UHE Marimbondo SP/MG 1.440 31/12/2042

UHE Porto Colômbia SP/MG 320 31/12/2042

UHE Funil MG 216 31/12/2042

UHE Corumbá I GO 375 31/12/2042

UHE Serra da Mesa GO 1.275 12/11/2039

UHE Funil BA 30 31/12/2042

UHE Pedra BA 20 31/12/2042

UHE Boa Esperança PI 237 31/12/2042

UHE Coaracy Nunes AP 78 31/12/2042

* Informações não auditadas pelos auditores independentes

Transmissão de energia elétrica

Contrato Detentor Período (anos) Vencimentos

057/2001 Eletrosul 30 31/12/2042

058/2001 Eletronorte 30 31/12/2042

061/2001 Chesf 30 31/12/2042

062/2001 Furnas 30 31/12/2042

(*) Não auditadas pelos auditores independentes.

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Page 227: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

II - Principais Concessões de Exploração

• Geração de energia elétrica e autorização

Concessões de Exploração - GERAÇÃO

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)(*)

Ano de Concessão

UHE Sobradinho BA 1050,30 2022

UTE Camaçari BA 346,80 2027

UHE Belo Monte (12) PA 11233,10 2045

UHE Tucuruí PA 8535 2024

UHE Samuel RO 216,75 2029

UTE Rio Madeira RO 119,35 2018

UTE Santana AP 177,74 2019

UTE Santarém PA 14,76 2034

UTE Electron (7) AM 121,10 2020

UHE Dardanelos MT 261 2042

UHE Mauá PR 177,90 2042

UHE Jirau (1) RO 3750 2043

UTE Presidente Médici - Candiota I e II (2) RS 446 2015

UTE Candiota III RS 350 2041

UTE Tabatinga (13) AM 316,40 2016

UTE Belem de Simões (13) AM 316,40 2016

UHE Balbina AM 249,75 2027

UHE Aparecida AM 282,50 2020

UTE Mauá AM 409,50 2020

UTE Santa Cruz (6) RJ 500 2015

UHE Mascarenhas de Moraes MG 476 2023

UHE Itumbiara MG/GO 2082 2020

UHE Manso MT 212 2035

UHE Simplício/Anta RJ/MG 305,70 2041

UHE Peixe Angical TO 498,75 2036

UHE Baguari (11) MG 140 2041

UHE Foz do Chapecó Uruguai 855 2036

UTN Angra I RJ 640 2024

UTN Angra II RJ 1350 2041

UTN Angra III RJ 1405 40 anos

UHE Piloto (5) BA 2 2015

UHE Araras (5) CE 4 2015

UHE Curemas PB 3,52 2024

EOL São Pedro do Lago BA 30 2046

EOL Pedra Branca BA 30 2046

EOL Sete Gameleiras BA 30 2046

EOL Caiçara I RN 27 2047

EOL Junco I RN 24 2047

EOL Junco II RN 24 2047

EOL Caiçara II RN 18 2047

EOL Casa Nova BA 180 2043

EOL Casa Nova II BA 28 2049

F-19

Page 228: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões de Exploração - GERAÇÃO

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)(*)

Ano de Concessão

EOL Casa Nova III BA 24 2049

EOL Baraúnas I BA 32,90 2049

EOL Morro Branco I BA 32,90 2049

EOL Mussambê BA 32,90 2049

EOL Santa Joana XI PI 29,60 2049

EOL Santa Joana XVI PI 28,90 2049

EOL Santa Joana X PI 29,60 2049

EOL Santa Joana XIII PI 29,60 2049

EOL Santa Joana XII PI 28,90 2049

EOL Santa Joana XV PI 28,90 2049

EOL Santa Joana IX PI 29,60 2049

EOL Acauã Energia BA 12 2049

EOL Arapapá Energia BA 10 2049

EOL Angical 2 BA 14 2049

EOL Teiú 2 BA 14 2049

EOL Caititú 2 BA 14 2049

EOL Carcará BA 10 2049

EOL Corrupião 3 BA 14 2049

EOL Caititú 3 BA 14 2049

EOL Papagaio BA 18 2049

EOL Coqueirinho 2 BA 20 2049

EOL Santa Joana IV PI 27,20 2049

EOL Serra das Vacas I PE 23,92 2049

EOL Santa Joana V PI 28,90 2049

EOL Serra das Vacas II PE 22,30 2049

EOL Serra das Vacas III PE 22,24 2049

EOL Serra das Vacas IV PE 22,30 2049

EOL Santa Joana III PI 29,60 2049

EOL Santa Joana I PI 28,90 2049

EOL Santo Augusto IV PI 28,90 2049

EOL Santa Joana VII PI 28,90 2049

EOL Tamanduá Mirim 2 BA 24,00 2049

EOL Banda de Couro BA 32,90 2049

EOL Baraúnas II BA 25,90 2049

UHE CuruáUna PA 30,30 2028

UTE Rio Acre AC 45,49 2025

UTE Rio Branco I AC 18,65 2020

UTE Rio Branco II AC 32,75 2020

UTE Senador Arnon Afonso Farias RR 85,99 2024

UTE Serra do Navio SE 23,30 2037

EOL Miassaba 3 RN 68,47 2045

EOL Rei dos Ventos 3 RN 60,12 2045

UHE Passo São João RS 77 2041

UHE São Domingos MS 48 2037

PCH Barra do Rio Chapéu SC 15,20 2034

F-20

Page 229: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões de Exploração - GERAÇÃO

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)(*)

Ano de Concessão

PCH João Borges SC 19 2035

PCH Coxilha Rica (4) SC 18 2042

PCH Santo Cristo (3) SC 19,50 2042

EOL Capão do Inglês RS 10 2049

EOL Coxilha Seca RS 30 2049

EOL Galpões RS 8 2049

EOL Chuí I RS 24 2047

EOL Chuí II RS 22 2047

EOL Chuí IV RS 22 2047

EOL Chuí V RS 30 2047

EOL Chuí VI RS 24 2047

EOL Chuí VII RS 22 2047

EOL Chuí 09 RS 17,90 2049

EOL Cerro Chato IV (10) RS 10 2047

EOL Cerro Chato V (10) RS 12 2047

EOL Cerro Chato VI (10) RS 24 2047

EOL Cerro dos trindades (10) RS 8 2047

EOL Ibirapuitã RS 24 2047

EOL Verace 24 RS 19,70 2049

EOL Verace 25 RS 7,20 2049

EOL Verace 26 RS 14,30 2049

EOL Verace 27 RS 16,10 2049

EOL Verace 28 RS 12,50 2049

EOL Verace 29 RS 17,90 2049

EOL Verace 30 RS 17,90 2049

EOL Verace 31 RS 9 2049

EOL Verace 34 RS 14,30 2049

EOL Verace 35 RS 12,50 2049

EOL Verace 36 RS 21,50 2049

EOL Geribatu I RS 20 2047

EOL Geribatu II RS 20 2047

EOL Geribatu III RS 26 2047

EOL Geribatu IV RS 30 2047

EOL Geribatu V RS 30 2047

EOL Geribatu VI RS 18 2047

EOL Geribatu VII RS 30 2047

EOL Geribatu VIII RS 26 2047

EOL Geribatu IX RS 30 2047

EOL Geribatu X RS 28 2047

Megawatt Solar SC 0,93 -

EOL Cerro Chato I RS 30 2045

EOL Cerro Chato II RS 30 2045

EOL Cerro Chato III RS 30 2045

UTE São Jerônimo (7) RS 20 2015

UTE Nutepa (7) RS 24 2015

F-21

Page 230: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões de Exploração - GERAÇÃO

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)(*)

Ano de Concessão

UTE Cidade Nova (7) AM 29,70 2015

UTE Iranduba AM 50 2020

UTE Distrito (7) AM 124,70 2015

UTE São José AM 50 2017

UTE Flores AM 95,40 2017

UTE Roberto Silveira RJ 30 2027

UHE Batalha MG/GO 52,50 2041

UHE Retiro Baixo MG 82 2041

Três Irmãos Tietê 807,50 2044

Serra do Facão GO 212,58 2036

EOL Rei dos Ventos 1 RN 58,45 2045

EOL Famosa I RN 22,50 2047

EOL Pau Brasil CE 15 2047

EOL Rosada RN 30 2048

EOL São Paulo CE 17,50 2047

EOL Bom Jesus CE 18 2049

EOL Cachoeira CE 12 2049

EOL Pitimbu CE 18 2049

EOL Jandaia CE 28,80 2047

EOL Jandaia I CE 19,20 2047

EOL São Caetano CE 25,20 2049

EOL São Caetano I CE 18 2049

EOL São Clemente CE 19,20 2047

EOL São Galvão CE 18 2049

EOL Carnaúba I RN 22 2049

EOL Carnaúba II RN 18 2049

EOL Carnaúba III RN 16 2049

EOL Carnaúba V RN 24 2049

EOL Cervantes I RN 16 2049

EOL Cervantes II RN 12 2049

EOL Punaú I RN 24 2049

EOL Arara Azul RN 27,50 2049

EOL Bentevi RN 15 2049

EOL Ouro Verde I RN 27,50 2049

EOL Ouro Verde II RN 30 2049

EOL Ouro Verde III RN 25 2049

EOL Santa Rosa CE 20 2049

EOL Uirapuru CE 28 2049

EOL Ventos de Angelim CE 24 2049

EOL Serra do Mel I RN 28 2049

EOL Serra do Mel II RN 28 2049

EOL Serra do Mel III RN 28 2049

EOL Itaguaçu da Bahia BA 28 2049

EOL Ventos de Santa Luiza BA 28 2049

EOL Ventos de Santa Madalena BA 28 2049

F-22

Page 231: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Concessões de Exploração - GERAÇÃO

Concessões/Licenças Localização

Capacidade Instalada (MW)(*)

Ano de Concessão

EOL Ventos de Santa Marcella BA 28 2049

EOL Ventos de Santa Vera BA 28 2049

UHE Santo Antônio (Mesa) (11) BA 417,2 2043

UHE Santo Antônio Mesa (8) BA 3150,80 2043

EOL Ventos de Santo Antônio BA 28 2049

EOL Ventos de São Bento BA 28 2049

EOL Ventos de São Cirilo BA 28 2049

EOL Ventos de São João BA 28 2049

EOL Ventos de São Rafael BA 28 2049

EOL São Januário CE 19,20 2047

EOL Nsa Sra de Fátima CE 28,80 2047

UHE Sinop MT 400 2049

UHE São Manoel PA 700 2049

EOL Brasventos Eolo RN 58,45 2045

UHE Teles Pires (9) PA/MT 1819,80 2046

(1) Em 22 de novembro de 2016, foram contratadas as últimas Unidades Geradoras. Em 16 de dezembro de 2016, a UHE Jirau foi

inaugurada com sua capacidade completa instalada.

(2) Os contratos de venda de energia relativos à Usina Presidente Médici foram concluídos em 31 de dezembro de 2016. A CGTEE

procedeu à desconexão da Fase B da referida Usina, iniciando em 01/03/17. A Fase A deve ser desativada em dezembro de 2017.

(3) Atualmente na fase de Licenciamento de Instalação, para iniciar operações 22 meses após a emissão da Licença de Instalação.

(4) Início da construção e operação indeterminada devido ao parecer negativo do Instituto Nacional de Patrimônio Histórico e

Artístico.

(5) Usinas não operacionais com contrato de concessão vencida, aguardando autorização da ANEEL para dissolução do contrato.

(6) Concessão de usina ainda não estendida.

(7) Usina desativada.

(8) Em 31/12/2016, havia 44 geradores operados comercialmente com um total de 50 usinas.

(9) Em agosto de 2016, foi concluída a implementação da UHE Teles Pires, como uma SPE, com lançamento comercial das três

últimas unidades de produção, com capacidade instalada de 1.819,80 MW (*).

(10) A suspensão da exploração dos parques eólicos está sendo analisada pelos tribunais, devido ao acidente ocorrido em dezembro de

2014.

(11) Projetos ainda sendo implementados.

(12) Usina em operação parcial.

(13) Portaria do Ministério de Minas e Energia nº 25, de 11 de fevereiro de 2016, autorizando a leasing de locais de serviço dos

sistemas isolados atendidos pela Amazonas D.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-23

Page 232: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O contrato de concessão nº 067/2000, de UTEs Presidente Médici (Fases A e B), São Jerônimo e Nutella, de propriedade da

subsidiária CGTEE, terminou em 7 de Julho de 2015.

Conforme estabelecido no contrato de concessão e na legislação aplicável, a subsidiária CGTEE formalizou, no tempo apropriado, o

interesse em renovar a concessão dessas plantas.

Até a presente data, o Concedente não tem uma posição final sobre a solicitação da subsidiária e, portanto, até o final do processo, a

subsidiária CGTEE vai continuar a explorar estas unidades sob os mesmos termos do atual contrato de concessão. O Concedente não

forneceu um prazo estimado para concluir este processo.

A decisão sobre a renovação da concessão deve ser objeto de análise pela subsidiária CGTEE, após apresentação da posição pelo

poder Concedente.

II.I - Geração sob Administração Especial

Em 2 de julho de 2016, a propriedade das pequenas usinas hidrelétricas que estavam sob administração especial de Furnas, nos termos

da Lei nº 12.783/2013, foi transferida para a Cemig Geração e Transmissão S.A. por meio de aditivos aos contratos de concessão

nº 014/2016 e 012/2016.

Empresas de Geração sob Administração Especial de acordo com a Lei nº 12.783/2013

Concessões/Licenças

Capacidade Instalada (MW) (*) Ano de Concessão

Dona Rita 2,41 06/2013

Sinceridade 1,42 04/2013

Neblina 6,47 04/2013

Ervália 6,97 07/2015

Coronel Domiciano 5,04 07/2015

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-24

Page 233: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

III - Transmissão de Energia Elétrica

Contrato Nome % KM SE Localização

Vigência (anos) Expiração

002/2006 INTESA - Integração Transmissora de 12,00 % 695,0 - TO/GO 30 2036

004/2010 TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. 49,00 % 156,0 - MA/CE 30 2040

005/2004 STN - Sistema de Transmissão Nordeste 49,00 % 546,0 - PI/CE 30 2034

005/2007 LT Funil - Itapebi, C3 100 % 223,0 - BA 30 2037

005/2008 LT Jardim - Penedo - 230 kV, C1 100 % 110,0 - SE/AL 30 2038

005/2012

LT Jardim - Nossa Senhora do Socorro -

230 kV; LT Messias - Maceió II - 230 kV;

SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV;

SE Maceió II, 100 % 21,3 - SE/AL/BA 30 2042

006/2004

SE Elev. Usina de Curemas; SE Elev.

Usina Term. Camaçari; SE Elev. Usina de

Sobradinho 100 % - 1 PB/BA 30 2027

006/2009

LT Pirapama II - Suape II - 230 kV, C1, C2;

LT Suape III - Suape II - 230 kV, C1, C2;

SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA ); SE

Suape III - 230/69 kV 100 % 49 - PE 30 2039

007/2005

LT Milagres - Tauá - 230 kV, C1; SE

Tauá II - 230 kV 100 % 208,1 1 CE 30 2035

007/2010 SE Camaçari IV - 500/230 kV 100 % 1 BA 30 2040

008/2005 LT Milagres - Coremas - 230 kV, C2 100 % 119,8 - CE/PB 30 2035

008/2011 Extremoz Transmissora do Nordeste - 100 % 285 - RN/PB 30 2041

009/2011

LT Morro do Chapéu II - Irecê - 230 kV;

SE Morro do Chapéu II 230 kV 100 % 65 1 BA 30 2041

010/2007 LT Ibicoara - Brumado - 230 kV, C1 100 % 94,5 - BA 30 2037

010/2008 Marumbi Transmissora de Energia S.A. 19,50 % 559,0 - PA/AM 30 2038

010/2011

LT Paraíso - Lagoa Nova II - 230 kV; SE

Lagoa Nova II 230 kV; SE Ibiapina II

230 kV 100 % 65,4 2 RN/CE 30 2041

012/2007

LT Paraíso - Açu II - 230 kV, C2; LT

Picos - Tauá II - 230 kV, C1 100 % 316 - PI/CE/RN 30 2037

013/2010 SE Arapiraca III - 230/69 kV 100 % - 1 AL 30 2040

014/2008

LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas

II, C1; SE Teixeira de Freitas II -

230/138 kV 100 % 145 1 BA 30 2038

014/2010 SE Pólo 230/69 kV 100 % - 1 BA 30 2040

015/2009 Interligação Elétrica do Madeira S.A. 24,50 % 2.375 RO/SP 30 2039

015/2012

LT Camaçari IV - Pirajá - 230 kV; LT

Pituaçu - Pirajá - 230 kV; SE Pirajá

230/69 kV 100 % 50 1 BA 30 2042

017/2009

LT Paulo Afonso III - Zebu II - 230 kV,

C1, C2; LT Pau Ferro - Santa Rita II -

230 kV; SE Santa Rita II - 230/69 kV; SE

Zebu - 230/69 kV; SE Natal III - 100 % 107,5 3

PE/PB/AL/R

N 30 2039

F-25

Page 234: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Contrato Nome % KM SE Localização Vigência

(anos) Expiração

017/2011

LT Teresina II - Teresina III - 230 kV;

SE Teresina III a 230/69 kV 100 % 26 1 PI 30 2041

017/2012

SE Mirueira II 230/69 Kv; SE Jaboatão

II 230/69 kV 100 % - 2 PE 30 2042

018/2009

LT Eunápolis - Teixeira de Freitas II -

230 kV, C2 100 % 152 - BA 30 2039

018/2011 LT Recife II - Suape II - 500 kV - C2 100 % 44 - PE 30 2041

018/2012

LT Mossoró II - Mossoró IV - 230 kV;

LT Ceará-Mirim II - Touros II - 230 kV;

LT Russas II - Banabuiu C2- 230 kV; SE

Touros II, 230 kV; SE Mossoró IV,

230 kV 100 % 206,2 2 RN 30 2042

019/2010

LT C. Mirim II - João Camara II –

230 kV, C1; LT Extremoz II - C. Mirim

- 230 kV, C1; LT Paraíso - Açu II –

230 kV, C3; LT Paraíso - Açu II –

230 kV, C3; LT Açu II - Mossoró II -

230 kV, C2; SE Extremoz II - 230 kV;

SE João Câmara - 230 kV 100 % 298,9 2 RN 30 2040

019/2011

LT Camaçari IV - Sapeaçu - 500 kV; LT

Sapeaçu - Sto. Antonio de Jesus –

230 kV 100 % 136 - RN 30 2041

019/2012

LT Igaporã II - Igaporã III - 230 kV, C1,

C2; LT Igaporã III - Pindaí II - 230 kV;

SE Igaporã III 500/230 kV; SE Pindaí II

230 kV 100 % 60,3 2 BA 30 2042

020/2010

LT Bom Jesus da Lapa II - Igaporã II -

230 kV; SE Igaporã - 230 kV 100 % 115 1 BA 30 2040

021/2010

LT Sobral III - Acaraú II, - 230 kV; SE

Acaraú II - 230 kV 100 % 91,3 1 CE 30 2040

022/2011 Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49 % 666 - AL/PE/PB 30 2041

061/2001 Vários Projetos 100 % 18967,2 -

PE/CE/SE/

BA/AL/PI/

MA /PB/RN 30 2042

034/2001 Expansão da Interligação Sul-Sudeste 100 % 664 - PR/SP 30 2031

001/2009

LT 230 kV - SE Ribeiro Gonçalves/SE

Balsas 100 % - - PI/MA 30 2039

007/2008 LT 230 kV - SE São Luis II/São Luis III 100 % - - MA 30 2038

057/2001 Vários Projetos 100 % 9637,34 - - 30 2042

005/2009 SE Missões - 230/69 kV (150 MVA) 100 % - 1 - 30 2039

008/2014

SE 230/138 kV Ivinhema 2, 2 x

150 MVA 100 % - 7 - 30 2044

012/2010 LT Monte Claro - Garibaldi 100 % 32,7 - RS 30 2040

004/2008 LT P. Médici - Santa Cruz 1 230kV 100 % 237,4 - RS 30 2038

009/2010

LT 500 kv - LT Jorge Texeira/Lechuga,

Circuito Duplo 100 % - - AM 30 2040

002/2009

LT 500 kV - LT Presidente Dutra-São

Luis II /SE Miranda II 100 % - - MA 30 2039

010/2005 LT Campos Novos - Blumenau C2 100 % 357,8 - SC 30 2035

005/2006 LT Campos Novos - Pólo 525 kV 100 % 257,43 - SC/RS 30 2036

F-26

Page 235: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Contrato Nome % KM SE Localização Vigência

(anos) Expiração

004/2004 LT Salto Santiago - Ivaiporã - Cascavel Oeste 100 % 371,9 - PR 30 2034

003/2009 LT Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2 100 % 180 - MG 30 2039

006/2005 LT Macaé - Campos 3 100 % 90 - RJ 30 2035

006/2010 LT Mascarenhas - Linhares 100 % 99 - ES 30 2040

007/2006 LT Tijuco Preto - Itapeti - Nordeste 100 % 100 - SP 30 2036

004/2005 Centroeste Minas 49 % 66 - MG 30 2035

002/2010 Goiás Transmissão 49 % 296 1 GO 30 2040

013/2009 IE Madeira 25 % 2375 - RO 30 2039

028/2009 Transenergia Goiás 49 % 188 - GO 30 2039

009/2009 Transenergia Renovável 49 % 763 5 - 30 2039

024/2009 Transenergia São Paulo 49 % - 1 SP 30 2039

012/2005 Transirapé 25 % 65 2 MG 30 2035

005/2005 Transudeste 25 % 140 - MG 30 2035

003/2011 Caldas Novas Transmissão S.A. 50 % - 1 - 30 2041

010/2012 Luziana - Niquelândia Transmissora S.A. 49 % - 2 - 30 2042

007/2013 Paranaíba Transmissora 25 % 967 - - 30 2043

004/2013 Triângulo Mineiro 49 % 296,5 - - 30 2043

014/2013 Vale do S. Bartolomeu 39 % 94,5 1 - 30 2043

001/2014 Mata de Sta. Genebra Transmissora 50 % 847 3 - 30 2044

003/2014 Lago Azul 50 % 69 - - 30 2044

014/2014 Belo Monte 25 % 2092 4 - 30 2044

014/2011 LT Xavantes-Pirineus 100 % 40 - GO 30 2041

011/2010

SE Ijuí 2 SE Nova Petrópolis 2 SE Lajeado

Grande SE Caxias 6 100 % - 1 RS 30 2040

002/2011 SE Foz do Chapecó 100 % - 1 SC 30 2041

016/2012 SE Zona Oeste 100 % - 1 RJ 30 2012

082/2002 SPE Etau 27 % 188 - SC/RS 30 2032

002/2005 SPE Uirapuru 75 % 120 - PR 30 2035

016/2009 SPE Norte Brasil - - - RO/SP 30 2039

001/2012 Costa Oeste Transmissora de Energia 49 % 151,5 - PR 30 2042

008/2012 Marumbi Transmissora de Energia S.A. 20 % 29,04 - PR 30 2042

007/2014 Fronteira Oeste 51 % 273 - - 30 2044

004/2012

TSBE - Transmissora Sul Brasileira de

Energia S/A 80 % 783 - RS 30 2042

020/2012

009/2004

TSBE - Transmissora Sul Litorânea de Energia

S/A 51 % 468 - RS 30 2042

058/2001 Transmissão Rede Básica 100 % - - Sundry 30 2042

013/2011 SE Nobres 230/138 kV 100 % - - MG 30 2041

F-27

Page 236: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Contrato Nome % KM SE Localização Vigência

(anos) Expiração

012/2011 SE Miramar 230/69 kV 100 % - - Amazonas

D/Roraima 30 2041

004/2011 SE Lucas do Rio Verde 230/138 kV 100 % - - MatoGrosso 30 2031

014/2012

LT Lechuga - Jorge Teixeira, C3, 230

kV, 3x150 MVA 100 % - - Amazonas 30 2043

015/2009

Estação Retificadora nº 01 CA/CC,

800/+- -600 kV - 310MW e Estação

Inversora nº 01 CC/CA +- -600/500 kV -

2950 MW 100 % - - RO/SP 30 2039

022/2009 Rio Branco Transmissora de Energia 100 % - - Sundry 30 2039

009/2014

LT 230 kV Rio Branco 1 - Feijó/ LT

230kv Feijó - Cruzeiro do Sul 100 % - - AC 30 2034

008/2004

Amazônia Eletronorte Transmissora de

Energia 49 % 193 - MT 30 2034

003/2008 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 50 % 402 - MT 30 2038

002/2006 Integração Transmissora de Energia 37 % 695 - TO/GO 30 2036

023/2009

Transmissora Matogrossense de Energia

S.A. 49 % 348 - MT 30 2039

010/2008

Manaus Construtora Ltda./Manaus

Transmissora de Energia - 559 - PA/AM 30 2038

022/2009 Norte Brasil Transmissora de Energia - 666 - RO/SP 30 2039

021/2009

Linha Verde Transmissora de Energia

S.A. 100 % 987 - RO/MT 30 2039

014/2014 Rio Branco Transmissora de Energia 25 % 2093 - PA/TO/GO/M

G 30 2044

003/2012 Transnorte Energia S.A. 49 % 715 - AM/RR 30 2032

554/2010 Interconexão Brasil-Uruguai 100 % 62,8 - - 30 2040

023/2014

1 conversor de frequência e linhas de

transmissão de 132 kV 100 % 12,5 - - 30 2044

002/2015

Paraíso - Paraíso Transmissora de

Energia S.A. 100 % 283 - PR 30 2045

001/2015

LT Gravataí - Subterrânea LT Porto

Alegre 100 % - - RS 30 2045

062/2001 Vários Projetos 100 % 18975,5 63

RJ/SP/PR/MG/

GO/TO/DF/ES/

MT 30 2043

008/2010 MGE Transmissão 49 % 258 1 MG/ES 30 2040

Energia

Olímpica Energia Olímpica 50 % 94,5 1

Regime

Especial

Regime

Especial

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-28

Page 237: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Distribuição de energia elétrica

Concessões de Exploração - DISTRIBUIÇÃO

Concessões/Licenças Região Geográfica

Municípios Atendidos (*)

Vencimento da Concessão

Empresa de Eletricidade do Acre (Eletroacre) Estado do Acre 22 2015

Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron) Estado da Rondônia 52 2015

Empresa Energética de Alagoas (Ceal) Estado de Alagoas 102 2015

Empresa Energética do Piauí (Cepisa) Estado de f Piauí 224 2015

Amazonas Energia Estado do Amazonas 62 2015

Boa Vista Energia Estado de Roraima 1 2015

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes

Em 15 de outubro de 2012, as empresas de distribuição da Eletrobras cujas concessões expiraram em 2015 tiveram o direito de

manifestar seu interesse em prorrogar a concessão por um período adicional de 30 anos, o que fizeram dentro do prazo estabelecido.

O decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, estabeleceu as condições para a prorrogação de 30 anos das Concessões de Distribuição de

Energia Elétrica a que se refere o artigo 7º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

Em 22 de julho de 2016, durante a 165ª Assembleia Geral Extraordinária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras, foi

deliberado não renovar as concessões das controladas de distribuição de energia do Grupo Eletrobras: Empresa Energética do Piauí -

CEPISA; Empresa Energética de Alagoas - CEAL; Empresa de Eletricidade do Acre - ELETROACRE; Centrais Elétricas de

Rondônia S.A. - CERON; Boa Vista Energia S.A.; e Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (coletivamente “Empresas de

Distribuição”).

Na 165ª Assembleia Geral Extraordinária, foi deliberado que até 31 de dezembro de 2017, o controle majoritário das Empresas de

Distribuição controladas da Eletrobras deverá ser transferido, nos termos da Lei 12.783/2013, com a nova redação dada através da

Medida Provisória 735 de 22 de junho de 2016, desde que, antes da transferência do distribuidor para o novo controlador, o

Distribuidor receba diretamente, pelo Governo Federal ou por meio de tarifas, todos os recursos e remunerações necessários para

operar, manter e fazer investimentos relacionados aos serviços públicos relativos ao Distribuidor, mantendo o equilíbrio econômico-

financeiro do Distribuidor sem qualquer contribuição de fundos, de qualquer forma, pela Eletrobras, e também foi aprovada a

devolução, a qualquer momento, a outorga das vendas e a adoção das disposições de sua liquidação, nos seguintes casos:

(i) A transferência do controle majoritário não é efetuada até 31 de dezembro de 2017. Como são empresas estatais federais, a

transferência do controle majoritário das Empresas de Distribuição deve estar em conformidade com as normas do Plano

Nacional de Desestatização (PND), em especial a Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e o Conselho Nacional de

Desestatização “CND”) é responsável pela aprovação da modalidade operacional a ser aplicada a cada evento de privatização.

A Eletrobras também informa ainda que as Empresas de Distribuição foram incluídas no Programa de Parceria e Investimentos

(“PPI”) criado pela Medida Provisória 727/2016, para facilitar a privatização; ou

F-29

Page 238: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(ii) Se o respectivo Distribuidor parar de receber diretamente do Governo Federal ou por meio de tarifas, até a sua

transferência para o novo controlador, todos os recursos e remuneração necessários para operar, manter e fazer investimentos

que forem relacionados aos serviços públicos do respectivo Distribuidor, mantendo o equilíbrio econômico e financeiro do

Distribuidor, sem qualquer injeção de fundos, de qualquer forma, pela Eletrobras.

A Empresa ainda decidiu que as controladas de distribuição que não tiveram as suas concessões renovadas permanecerão, caso tenham

o consentimento do poder concedente, responsáveis pela operação e manutenção dos serviços de distribuição pública das suas

localizações até a a transferência de seu controle de capital próprio de acordo com a Medida Provisória 735/2016, o que deve ocorrer

até 31 de dezembro de 2017.

Durante esse período, conforme mencionado acima, as Empresas de Distribuição deverão receber uma remuneração adequada pela

prestação dos serviços de distribuição, sem qualquer injeção de fundos pela Eletrobras, conforme aprovado pela 165ª Assembleia

Extraordinária Geral de Acionistas.

Em 3 de agosto de 2016, foram publicadas as Portarias 420, 421, 422, 423, 424 e 425 do Ministério de Minas e Energia, estabelecendo que as

Empresas de Distribuição Amazonas Distribuidora de Energia S.A., Empresa e Eletricidade do Acre - ELETROACRE, Centrais Elétricas e

Rondônia S.A. - CERON, Empresa Energética do Piauí - CEPISA, Empresa Energética de Alagoas - CEAL e a Boa Vista Energia S.A.

seriam temporariamente responsáveis pela prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, a fim de garantir a continuidade

do serviço, conforme os termos do Artigo 9, Parágrafo Primeiro, da Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2016.

Em 13 de setembro de 2016, a ANEEL decidiu: (i) realizar uma Audiência Pública, a fim de obter apoio e informações adicionais para

melhorar os regulamentos da Portaria MME nº 388/2016, que se refere aos termos e condições para fornecimento de serviço de

distribuição de energia elétrica por uma entidade ou órgão do Governo Federal; e (ii) determinar que o projeto preliminar da

Resolução Regulatória apresentada para a Audiência Pública tenha efeito imediato, com os ajustes decorrentes das contribuições

efetuadas durante a Audiência Pública tendo efeito retroativo.

Em 6 de outubro de 2016, a ANEEL emitiu o Documento 352/2016-DR/ANEEL, estabelecendo as diretrizes iniciais para a elaboração

do Plano Temporário de Prestação de Serviços de Distribuição, definindo as metas de melhorias de qualidade em termos de DEC e

FEC, redução em perdas de energia e redução nos custos operacionais.

Além disso, em 13 de setembro de 2016, por meio da Lei nº 13.334/2016 (conversão da Medida Provisória nº 727/2016), o Governo

Federal criou o Programa de Parcerias de Investimento (PPI), que, entre outros atributos, absorveu as competências do Programa

Nacional de Desestatização (PND).

Em 1º de novembro de 2016, foi promulgado pelo Governo Federal o Decreto nº 8.893, definindo como prioridade nacional, no

âmbito do PPI, a Privatização das referidas Empresas de Distribuição da Eletrobras, designando o BNDES para assumir a

responsabilidade pelo processo de privatização.

Como são empresas estatais federais, a transferência do controle majoritário das Empresas de Distribuição deve estar em

conformidade com as normas do Plano Nacional de Desestatização (PND), em especial a Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e

o Conselho Nacional de Desestatização “CND”) é responsável pela aprovação da modalidade operacional a ser aplicada a cada evento

de privatização.

F-30

Page 239: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Diante disso, as Empresas de Distribuição do Grupo Eletrobras registraram seus ativos financeiros na proporção correspondente, até

31 de dezembro de 2017, prazo para permanecerem responsáveis pela operação e manutenção dos serviços públicos das empresas de

distribuição.

2.1. Prorrogações das concessões de energia elétrica pública

Em 12 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória 579/2012 (MP 579), que regulamenta a extensão das concessões de

geração, transmissão e distribuição de energia elétrica concedidas antes da publicação da Lei nº 8.987 de 1995 e alcançada pela

Lei nº 9.074 de 1995. Em 14 de setembro de 2012, foi publicado o Decreto 7.805, que regulamenta a MP 579.

De acordo com a MP 579, as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica já expiraram ou vão expirar no

prazo de 60 meses da publicação da MP, podendo terminar no início de dezembro de 2012, com prorrogação única, a critério da

Autoridade de Concessão, por até 30 anos. No entanto, para as atividades de transmissão, a extensão exigiria a aceitação expressa das

seguintes condições, dentre outras: i) receita fixa de acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL; ii) montantes constituídos a

título de remuneração dos ativos; e iii) submissão aos padrões de qualidade de serviço estabelecidos pela ANEEL.

Através das Resoluções Normativas 589 e 596, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), para fins de remuneração, foram

definidos os critérios para o cálculo do Valor Novo de Reposição para os ativos de transmissão existentes em 31 de Maio de 2000, que

ainda não foram depreciados (RBSE), e os critérios e procedimentos para cálculo da parcela de investimentos vinculada a bens

reversíveis, ainda não amortizada ou depreciada, de hidrelétricas, cujas concessões foram estendidas ou não, nos termos da

Lei nº 12.783.

Ativos de Geração de Energia

Em 02 de outubro de 2015, a subsidiária Furnas também apresentou documentação comprovativa dos investimentos associados aos

ativos reversíveis, ainda não amortizados, das usinas hidrelétricas de Corumbá, Funil, Furnas, Luiz Carlos de Barreto de Carvalho,

Maribondo e Porto Colômbia, com capacidade total instalada de 4.617 MW*, cujas concessões foram prorrogadas pela Lei

12.783/2013, para solicitar remuneração suplementar de geração. A documentação apresentada indica um valor base de R$ 1.311.900

para essa remuneração suplementar, enquanto o valor contábil residual dos próprios ativos, em 2 de outubro de 2015, era de

R$ 995.718.

Em 11 de dezembro de 2014, a subsidiária Chesf apresentou à ANEEL documentação atestando os investimentos associados a bens

reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, das controladas Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV, Apolônio Sales (Moxotó), Luiz

Gonzaga (Itaparica), Boa Esperança, Pedra e Funil, com capacidade instalada total de 9.208,5 MW*, cujas concessões foram

prorrogadas pela Lei 12.783/2013, para solicitar remuneração suplementar de geração. A documentação apresentada indica um valor

base de R$ 4.802.300 para essa remuneração suplementar, enquanto o valor contábil residual dos próprios ativos, em 11 de dezembro

de 2014, era de R$ 487.822.

F-31

Page 240: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Permanecem sem homologação pelo Poder Concedente as remunerações relacionadas a certos ativos das concessões prorrogadas nos

seguintes montantes:

31/12/2016

Descrição Chesf Furnas CGTEE Total

Geração

Modernizações e melhorias 487.822 995.718 - 1.483.540

Geração Térmica - 704.792 356.937 1.061.729

487.822 1.700.510 356.937 2.545.269

31/12/2015

Descrição Chesf Furnas CGTEE Total

Geração

Modernizações e melhorias 487.822 995.718 - 1.483.540

Geração Térmica - 557.409 356.937 914.346

487.822 1.553.127 356.937 2.397.886

Até que o concedente aprove estes montantes de compensação, incluindo a definição de meios, prazo para receber, e compensação

aplicável, esses valores não serão corrigidos monetariamente, mas mantidos pelo custo histórico.

Ativos de Transmissão de Energia Elétrica

De acordo com a Resolução Normativa nº 589, de 10 de dezembro de 2013, as controladas abaixo apresentaram à ANEEL suas

avaliações dos bens de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 (“Laudo de Avaliação”) para remuneração

das instalações da Rede Básica do Sistema Existente (RBSE) estabelecida no Artigo 15, Parágrafo 2º da Lei 12.783/13.

Laudo de Avaliação

Empresa Dados R$

Eletrosul 14/07/2015 1.060.632

Chesf 06/03/2015 5.627.200

Furnas 21/05/2015 10.699.000

Eletronorte 03/09/2015 2.926.000

A ANEEL, na data das presentes demonstrações financeiras, apresentou a aprovação das remunerações dos ativos de transmissão de

energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 para as controladas Eletrosul, Chesf, Furnas e Eletronorte, nos termos da Resolução

Regulamentar 589, na data-base de 31 de dezembro de 2012, conforme segue:

Aprovação da ANEEL

Empresa Dados R$

Eletrosul 14/07/2015 1.007.043

Furnas 15/12/2015 8.999.520

Chesf 03/08/2016 5.092.384

Eletronorte 18/10/2016 2.579.312

Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento

da remuneração referente aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, referido como instalações da

Rede Base do Sistema Existente (RBSE) e outras Instalações de Transmissão (RPC), que não tenham sido depreciados ou

amortizados, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013.

F-32

Page 241: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 14 de outubro de 2016, a ANEEL apresentou a Nota Técnica nº 336/2016, de 6 de outubro de 2016, na Audiência Pública nº

068/2016, a qual estabelece os procedimentos a serem utilizados para o cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual

Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, de acordo com a Portaria MME nº 120/2016.

São cobertos pela Portaria nº 120 os ativos reversíveis que não foram amortizados até 31 de dezembro de 2012, quando essas

empresas optaram pelo vencimento antecipado de certos contratos de concessão, nos termos da Lei nº 12.783/13 (conversão da MP nº

579/12 à lei).

A remuneração desses ativos ocorrerá da seguinte forma:

(i) ao custo de capital correspondente aos ativos, composto por remuneração e depreciação mais impostos devidos do

processo tarifário de 2017; enquanto a remuneração será dada pelo Custo Médio de Capital Ponderado e a depreciação

será paga com base na vida útil de cada ativo incluído na Base de Remuneração Regulatória;

(ii) o custo de capital não incorporado das prorrogações das concessões através do processo tarifário será atualizado e

remunerado ao custo real de capital;

começando com o processo tarifário de 2017, o custo de capital será remunerado pelo custo médio ponderado de

capital por um período de oito anos.

A Portaria em questão estabelece que os montantes devidos compreenderão a base de remuneração regulatória para as empresas, ou

seja, serão repassadas através de tarifas de energia para os consumidores, a partir do processo tarifário de 2017. Além de remunerar os

ativos, a Portaria estabelece também que o custo de capital incorrido pelas empresas será incluído nos valores acima mencionados.

Em 31 de dezembro de 2016, os valores estimados atualizados das despesas relativas a investimentos, ampliações e/ou melhorias de

certos ativos das concessões prorrogadas são os seguintes:

F-33

Page 242: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016

Transmissão Chesf Eletronorte Eletrosul Furnas Total

Rede Básica - serviços existentes (RBSE) -

Saldo Histórico 1.187.029 1.732.910 520.332 4.530.060 7.970.331

Atualização de VNR - IPCA e remuneração 9.377.718 3.595.672 1.596.127 14.031.035 28.600.552

Valor total dos ativos financeiros actualizados 10.564.747 5.328.582 2.116.459 18.561.095 36.570.883

Efeito sobre os resultados de 2016

Receita operacional 9.377.718 3.595.672 1.596.127 14.031.035 28.600.552

Impostos de renda (3.188.424 ) (1.222.528 ) (542.683 ) (4.770.552 ) (9.724.187 )

Efeito líquido 6.189.294 2.373.144 1.053.444 9.260.483 18.876.365

As contas anteriores foram calculadas com base nas premissas acima estabelecidas, considerando a interpretação com relação à

Portaria MME nº 120/2016, buscando refletir nestas demonstrações financeiras a melhor estimativa da Empresa. No entanto, caso

algum regulamento ou ato venha a ser efetuado pela ANEEL que possa modificar o que antecede, inclusive no que se refere ao

processo tarifário de 2017, cujo início corresponde ao momento em que o pagamento dos referidos créditos começar, os valores

registrados poderão ser revistos e ajustados, se necessário.

Consulte a Nota 47.8 para um evento posterior relevante relacionado a este assunto.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

NOTA 3 - PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS

As principais políticas contábeis aplicadas no preparo dessas demonstrações contábeis consolidadas estão definidas abaixo. Essas

políticas foram aplicadas de forma consistente, em todos os períodos apresentados, salvo indicação contrária.

3.1. Base de Preparação

A elaboração das demonstrações financeiras consolidadas requer o uso de certas estimativas contábeis críticas, bem como o

julgamento da Administração da Empresa, em aplicação das políticas contábeis da Eletrobras. Estas operações, divulgações ou saldos

que exigem um maior nível de julgamento, que têm maior complexidade e para as quais os pressupostos e estimativas são

significativos, são divulgados na Nota 4.

As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, exceto no caso de determinados

instrumentos financeiros mensurados ao valor justo e de certos ativos associados a concessões que foram mensurados a Novo Valor de

Reposição - VNR (empresas de geração e transmissão) ou Base de Remuneração Regulatória - BRR (empresas de distribuição). O

custo histórico geralmente é baseado no valor justo das considerações pagas na data das transações.

As demonstrações financeiras consolidadas estão apresentadas em reais, que é a moeda operacional da Empresa e de suas controladas

e empresascoligadas. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto

quando indicado de outra forma.

F-34

Page 243: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Administração da Empresa confirma que todas as informações de relevância das demonstrações financeiras consolidadas são

exibidas com evidência, correspondente às mesmas informações utilizadas pela Administração em suas atividades de gestão.

(a) Demonstrações financeiras consolidado

As demonstrações financeiras consolidadas da Empresa foram elaboradas de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade

(“IFRS”), expedidas pelo Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB).

Essas demonstrações contábeis consolidadas não são equivalentes à demonstração contábil estatutária da Empresa, emitida de acordo

com as exigências da jurisdição brasileira. Além disso, uma vez que a data de autorização para emissão destas demonstrações

contábeis consolidadas é diferente da data em que as demonstrações contábeis consolidadas foram emitidas no Brasil, há diferenças

devido aos eventos de ajuste após o período de referência, de acordo com as IAS 10 - Eventos após o Período de Referência.

Para determinados fins legais, como o fornecimento de relatórios para os nossos acionistas localizados no Brasil e a determinação do

pagamento de dividendos e de outras distribuições de lucros e passivos fiscais no Brasil, preparamos e continuaremos obrigados a

preparar as demonstrações contábeis estatutárias da controladora e consolidadas em conformidade com as práticas adotadas no Brasil

e com as IFRS, arquivadas perante a Comissão de Valores Mobiliários brasileira (CVM) e preparadas, aprovadas e arquivadas na

CVM até três meses após o final do exercício, a fim de cumprir a Lei Brasileira de Sociedades.

(b) Alterações nas políticas contábeis e de divulgação

(b.1) Alterações ao IFRS e novas interpretações que devem ser aplicadas a partir do exercício corrente sem efeitos

significativos nas demonstrações financeiras consolidadas.

Durante o presente exercício, a Empresa aplicou diversas emendas e interpretações do IFRS emitido pelo IASB, que entraram em

vigor nos exercícios com início em 1º de janeiro de 2016. Estas alterações e melhorias anuais não tiveram um impacto relevante nas

demonstrações financeiras consolidadas e estão descritas a seguir:

Revisão da IAS 16 e da IAS 38 - A finalidade desta modificação é incluir informações sobre o conceito de futuras reduções esperadas

no preço de venda e esclarecer o método de depreciação com base na receita gerada por uma atividade.

Revisão da IFRS 11 - esta alteração exige que a parte que adquire participação em uma operação conjunta que constitui um negócio,

conforme definido na IFRS 3, aplique os princípios da IFRS 3, exceto aqueles que contradizem a IFRS 11. Um negócio conjunto

também exige a divulgação de informações relevantes exigidas pelas IFRS 3 e por outras regras sobre combinação de negócios.

Revisão da IFRS 10 e da IAS 28 - Esclarece que, em uma transação entre um investidor e uma joint venture, o reconhecimento dos

ganhos ou perdas depende se os bens vendidos ou contribuídos constituem uma empresa.

Revisão da IAS 1- Esclarecimentos sobre o processo de julgamento das divulgações nas Demonstrações Financeiras. As mudanças na

IAS 1 oferecem orientações relativas à aplicação do conceito de materialidade na prática.

F-35

Page 244: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Além disso, em 2016, as melhorias em relação à revisão anual do ciclo 2012-2014 entraram em vigor para as seguintes normas:

IFRS 5 - Ativos não circulantes mantidos para venda e operações descontinuadas, IFRS 7 - Instrumentos financeiros: Divulgações,

IAS 19 - Benefícios a empregados e IAS 34 - Demonstrações financeiras intermediária.

(b.2) Normas novas e revisadas e interpretações já emitidas e ainda não adotadas.

O Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB) publicou ou alterou os seguintes pronunciamentos, orientações ou

interpretações contábeis, cuja adoção será obrigatória nos períodos subsequentes:

Normas Principais Requisitos Posição da Empresa

Início Aplicável e Data

de Aplicação Prevista

Alteração da IAS 12

Reconhecimento de

ativos por impostos

deferidos para perdas não

realizadas

Esclarece o tratamento contabilístico dos ativos por

impostos deferidos para perdas não realizadas em

instrumentos de dívida mensurados ao justo valor.

A Empresa não possui

instrumentos de dívida

calculados pelo valor

justo, e como tal, a

alteração desta norma não

terá impacto nas

demonstrações financeiras

consolidadas da Empresa.

1 de janeiro de

2017

Alterações à Iniciativa de

Divulgação da IAS 7

Altera a IAS 7 Demonstração de Fluxos de Caixa

para esclarecer que as entidades devem fornecer

divulgações que permitam aos usuários das

demonstrações financeiras avaliar as mudanças nos

passivos resultantes de atividades de financiamento,

incluindo alterações resultantes de fluxos de caixa e

outras alterações:

- Divulgações de variações de passivos resultantes de

atividades de financiamento: (i) variações nos fluxos

de caixa das atividades de financiamento; (ii)

mudanças resultantes da obtenção ou perda de

controle de controladas ou outros negócios; (iii)

efeito das variações cambiais; (iv) variações no valor

justo; e (v) outras alterações. O IASB define passivos

resultantes de atividades de financiamento como

passivos “para os quais os fluxos de caixa foram ou

serão classificados na Demonstração de Fluxos de

Caixa como fluxos de caixa de atividades de

financiamento”.

- Os novos requisitos de divulgação referem-se

também a alterações nos ativos financeiros, caso

estes também cumpram esta definição.

- As variações de responsabilidades decorrentes de

atividades de financiamento devem ser divulgadas

separadamente das variações de outros ativos e

passivos.

Para aderir às alterações à

IAS 7, a Empresa

apresentará uma

reconciliação dos saldos

de abertura e de fecho do

passivo com as alterações

resultantes das atividades

de financiamento,

conforme exigido no texto

da norma.

1 de janeiro de

2017

Page 245: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Normas Principais Requisitos Posição da Empresa

Início Aplicável e Data

de Aplicação

Prevista

IFRS 15

Reconhecimento de

Receitas (novo

pronunciamento)

Estabelece um modelo simples e claro para o

tratamento contábil da receita de contratos com

clientes e, quando efetiva, substituirá as diretrizes

atuais para reconhecimento de receita em IAS 18 -

Receita, IAS 11 - Contratos de Construção e as

interpretações relacionadas, em que a entidade deve

reconhecer a receita para representar a transferência

(ou compromisso) de bens ou serviços a clientes de

modo a refletir a contraprestação que se espera que

seja trocada por esses bens e serviços.

A Administração da

Empresa ainda não

completou sua avaliação

inicial dos impactos

decorrentes da adoção

deste pronunciamento nas

demonstrações financeiras

consolidadas, devido à

complexidade do

pronunciamento e das

operações consolidadas da

Eletrobras, considerando

que será necessário ler e

reavaliar vários contratos

e isso poderia afetar o

reconhecimento de

estimativas. A

Administração admite que

algumas receitas possam

antecipar o

reconhecimento do que é

hoje, enquanto alguns

custos podem ser

deferidos e os impactos

serão sentidos além do

cenário contábil

(transferência de ativos de

clientes e acordos de take

or pay, por exemplo).

Como tal, os impactos

ainda não são conhecidos

e a Administração espera

divulgar informações

quantitativas adicionais

antes de adotar a norma.

1 de janeiro de

2018

IFRS 9(1) Instrumentos

Financeiros

Estabelece um novo modelo de classificação de

ativos financeiros, com base nas características dos

fluxos de caixa e no modelo de negócios utilizado

para gerar o ativo. Altera os princípios para o

reconhecimento de impairment de ativos financeiros

de perdas incorridas para um modelo baseado em

perdas esperadas. Estabelece novas exigências

relacionadas à contabilidade de hedge.

O impacto efetivo da

adoção da IFRS 9 nas

demonstrações financeiras

da Empresa em 2018 não

pode ser estimado de forma

confiável e dependerá das

decisões e julgamentos que

a Empresa fará no futuro. A

nova norma exigirá que a

Empresa revise seus

processos contábeis e

controles internos

relacionados à classificação

e mensuração de

instrumentos financeiros, e

essas alterações ainda não

estão finalizadas.

1 de janeiro de

2018

F-36

Page 246: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Normas Principais Requisitos Posição da Empresa

Início Aplicável e Data de Aplicação

Prevista

IFRS 16 Leasing (novo

pronunciamento)

Introduz um modelo único para o reconhecimento de

leasing no balanço para locatários. Um locatário

reconhece um ativo de direito de uso que representa o

seu direito de usar o ativo em leasing, e um passivo

de leasing que representa a sua obrigação de fazer

pagamentos de leasing. Existem isenções opcionais

para arrendamentos de curto prazo e itens de baixo

valor. As contas do locador permanecem semelhantes

ao padrão atual, o que significa que os locadores

continuarão a classificar as leasings no resultado

financeiro ou operacional.

A IFRS 16 substituiu as normas de leasing existentes,

incluindo a IAS 17 Operações de Leasing Comercial

e a IFRIC 4, SIC 15 e a SIC 27 - Aspectos

Suplementares das Operações de Leasing Comercial.

A Empresa possui contratos

que se enquadram no

âmbito desta nova norma e

ainda não foi concluída a

análise dos impactos da

adoção deste

pronunciamento quanto ao

método de transição para o

reconhecimento do direito

de uso dos ativos para

compensar uma obrigação,

dada a complexidade do

novo pronunciamento e do

número de contratos que

poderiam potencialmente se

enquadrar dentro do escopo

desta norma. No entanto, a

Empresa espera um

aumento nos ativos e

passivos, considerando a

possibilidade de reconhecer

uma nova obrigação

juntamente com um novo

ativo no outro lado do

balanço. Além disso, os

impactos não se limitam ao

balanço, uma vez que

também são mudanças ao

longo da vigência dos

contratos de leasing. Dessa

forma, não foi possível

estimar os impactos nas

demonstrações financeiras

consolidadas da Empresa.

1 de janeiro de

2019

(1) Os detalhes relativos à IFRS 9 (Instrumentos Financeiros) são apresentados na tabela abaixo.

Detalhes da IFRS 9 - Instrumentos Financeiros Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa

Classificação dos

Ativos Financeiros

A IFRS 9 inclui uma nova abordagem para

classificação e mensuração de ativos financeiros que

reflete o modelo de negócios no qual os ativos são

administrados e suas características de fluxo de caixa.

A IFRS 9 contém três principais categorias de

classificação para ativos financeiros: mensurados ao

custo amortizado, mensurados ao valor justo por

meio de outros resultados abrangentes (FVTOCI) e

mensurados ao valor justo por meio do resultado. A

norma elimina as categorias existentes da IAS 39

(mantidas até o vencimento, empréstimos e

recebíveis e disponíveis para venda).

Com base em sua avaliação preliminar, a Empresa

não acredita que os novos requisitos de classificação,

se aplicados em 31 de dezembro de 2016, teriam

impacto significativo no tratamento contábil de

contas a receber, empréstimos, aplicações em títulos

de dívida e aplicações em títulos de participação

societária mensurados ao valor justo. Em 31 de

dezembro de 2016, a Empresa possuía participações

classificadas como disponíveis para venda com um

valor justo de R$ 1.357.923, que são mantidas para

fins estratégicos de longo prazo. Se esses

investimentos continuarem a ser mantidos para o

mesmo fim na aplicação inicial da IFRS 9, a Empresa

pode decidir classificá-los como FVTOCI ou FVTPL.

A Empresa ainda não chegou a uma conclusão a esse

Page 247: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa

respeito. Na classificação FVTOCI, todos os ganhos

e perdas no valor justo seriam registrados em outros

resultados abrangentes e não haveria perdas por

redução ao valor recuperável reconhecidas no

resultado e nenhum ganho ou perda seria

reclassificado para o resultado quando a venda

ocorrer. Na classificação FVTPL, todos os ganhos e

perdas de valor justo seriam reconhecidos no

resultado à medida que ocorrerem, aumentando a

volatilidade nos resultados da Empresa.

Impairment- Ativos

Financeiros e Ativos

Contratuais

A IFRS 9 substitui o modelo de “perdas incorridas”

da IAS 39 com um modelo prospectivo de “perdas de

crédito esperadas”. Isso exigirá um julgamento

significativo com relação ao método e mudanças nos

fatores econômicos que afetam as perdas de crédito

esperadas, que serão determinadas com base em

probabilidades ponderadas.

O novo modelo de perdas esperadas será aplicado aos

ativos financeiros mensurados ao custo amortizado

ou à FVTOCI, com exceção dos investimentos em

instrumentos patrimoniais e ativos contratuais.

De acordo com a IFRS 9, as provisões para perdas

esperadas serão mensuradas com base em uma das

seguintes opções:

- Perdas de crédito esperadas para 12 meses, ou seja,

perdas de crédito resultantes de incumprimentos

potenciais no prazo de 12 meses a contar da data de

relato; e- Perdas de crédito resultantes de todos os

possíveis incumprimentos ao longo da vida esperada

de um instrumento financeiro.

A Empresa acredita que as perdas por redução ao

valor recuperável se tornarão mais voláteis para os

ativos do modelo da IFRS 9. No entanto, a Empresa

ainda não completou a metodologia de impairment a

ser aplicada de acordo com a IFRS 9.

Classificação dos

Passivos Financeiros

A IFRS 9 retém uma grande parte dos requisitos da

IAS 39 para classificação de passivos financeiros.

Contudo, de acordo com a IAS 39, todas as variações

no valor justo dos passivos designados na FVTPL são

reconhecidas nos resultados, enquanto que na IFRS 9

estas alterações no valor justo são geralmente

apresentadas como segue:

- O valor da variação do valor justo atribuível a

alterações no risco de crédito do passivo financeiro é

apresentado no OCI; e- O valor residual da variação

do valor justo é registado nos lucros ou prejuízos.

Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa possui

passivos financeiros mensurados ao valor justo por

meio do resultado, totalizando R$ 50.631. É

entendimento da Empresa que o impacto nos lucros

ou prejuízos do exercício não seria relevante se a

Empresa aplicasse a IFRS 9, e a Empresa ainda não

realizou a análise dos impactos.

Contabilidade de

Hedge

Na aplicação inicial da IFRS 9, a Empresa pode optar

por continuar aplicando os requisitos de

contabilidade de hedge da IAS 39 em vez dos novos

requisitos da IFRS 9.

A IFRS 9 exigirá que a Empresa assegure que os

relacionamentos de hedge estejam alinhados com os

objetivos e

A Empresa registra os ganhos ou perdas relacionados

à parte ineficiente de hedge de fluxo de caixa nos

lucros e prejuízos do exercício e as alterações

resultantes da parte efetiva são reconhecidas como

outros resultados abrangentes. Com a adoção da

IFRS 9, a Empresa poderá optar por registrar

F-37

Page 248: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa

estratégias da Empresa e que a Empresa aplica uma

abordagem mais qualitativa e prospectiva para avaliar

a efetividade do hedge. A IFRS 9 também introduz

novos requisitos para o reequilíbrio das relações de

hedge e proíbe a descontinuação voluntária da

contabilidade de hedge. De acordo com o novo

modelo, é provável que mais estratégias de gestão de

risco, particularmente aquelas que cobrem um

determinado componente de risco (que não seja o

risco de moeda estrangeira) de um item não

financeiro, possam se beneficiar da contabilidade de

hedge. De acordo com a IAS 39, para todas os hedges

de fluxos de caixa, os montantes acumulados nas

reservas de hedge de fluxos de caixa são

reclassificados para lucros e perdas no mesmo

período em que os fluxos de caixa esperados do item

de hedge afetam os lucros e perdas. Contudo, de

acordo com a IFRS 9, para os hedges de fluxos de

caixa de risco de moeda estrangeira associadas a

aquisições planejadas de ativos não financeiros, os

montantes acumulados na reserva de hedge de fluxos

de caixa e no custo de reserva de hedge serão

incluídos diretamente no custo inicial do ativo não

financeiro, quando reconhecido.

variações no valor justo do componente futuro

separadamente, como custo de hedge. Nesse caso,

essas mudanças seriam reconhecidas em OCI e

acumuladas em uma reserva de hedge como um

componente separado dentro do patrimônio líquido,

contabilizadas posteriormente da mesma forma que

os ganhos e perdas acumulados na reserva de hedge

de fluxo de caixa. A avaliação preliminar pela

Empresa indicou que os tipos de relações de hedge

que a Empresa atualmente designa devem atender aos

requisitos da IFRS 9, se a Empresa for fazer certas

mudanças planejadas em seus processos internos de

documentação e monitoramento.

(c) Incorporação de Controladas

Em 26 de agosto de 2016, em Assembleia Geral Extraordinária, os acionistas da subsidiária Eletronorte aprovaram a incorporação da

Linha Verde Transmissora de Energia SA (LVTE), sociedade subsidiária de propósito específico da Empresa, buscando simplificar a

estrutura jurídica e reduzir os custos operacionais, fiscais e administrativos, bem como maximizar a eficiência. Como resultado dessa

incorporação, a LVTE foi dissolvida e a Eletronorte tornou-se sua sucessora.

3 .2. Bases para Consolidação e Investimentos em Controladas

As seguintes políticas contábeis são aplicadas na elaboração das demonstrações contábeis consolidadas, as quais incluem participação

acionária da Empresa e de suascontroladas.

Nas demonstrações contábeis consolidadas, as informações financeiras das controladase joint ventures, bem como das

empresascoligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial e são, inicialmente, reconhecidas pelo seu valor

de custo e, em seguida, ajustadas para o propósito de reconhecimento da Empresa nos lucros ou perdas, e nos outros rendimentos

abrangentes da afiliada.

Quando necessário, as demonstrações financeiras dascontroladas, joint ventures e coligadas são ajustadas em conformidade com as

políticas contábeis adotadas pela Empresa.

Ascontroladas, joint ventures e empresas coligadas estão essencialmente localizadas no Brasil.

(a) Controladas

As controladassão todas as entidades controladaspela Eletrobras. A Eletrobras controla uma entidade quando esta é exposta ou tem o

direito a retornos variáveis decorrentes do seu envolvimento com a entidade, e quando tem a capacidade de afetar estes retornos

devido ao poder que exerce sobre a entidade. As controladassão integralmente consolidadas a partir da data em que o controle é

transferido para a Eletrobras. A consolidação é interrompida a partir da data em que a Eletrobrás deixa de ter controle.

As demonstrações financeiras consolidadas incluem as demonstrações financeiras da Empresa e de suascontroladas.

F-38

Page 249: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os resultados das controladasadquiridas ou alienadas durante o exercício estão incluídos nas demonstrações consolidadas do resultado

e do resultado global a partir da data da efetiva aquisição e até a data da efetiva alienação, conforme aplicável.

Todas as transações, saldos, receitas e despesas entre as empresas da Empresa são totalmente eliminados nas demonstrações

financeiras consolidadas.

A Empresa adota as seguintes práticas de consolidação do principal:

a) Eliminação dos investimentos do investidor nascontroladas, compensando a participação nos respectivos patrimônios

líquidos;

b) Eliminação de a receber e a pagar intersocietários;

c) Eliminação do rendimento e dos gastos intersocietários;

d) Relato da participação minoritária não controladora no patrimônio líquido e na demonstração consolidada dos resultados das

controladas

A Empresa utiliza critérios de consolidação abrangentes, como descrito na tabela abaixo. A participação é dada sobre o capital total da

subsidiária.

F-39

Page 250: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

Participação Acionária Participação Acionária

Controladas Direto Indireto Direto Indireto

Amazonas Energia 100 % - 100 % - Boa Vista Energia 100 % - 100 % - Ceal 100 % - 100 % - CELG-D (1) 51 % - 51 % - Cepisa 100 % - 100 % - Ceron 100 % - 100 % - CGTEE 99,99 % - 100 % - Chesf 99,58 % - 100 % - Eletroacre 96,71 % - 94 % - Eletronorte 99,48 % - 99 % - Eletronuclear 99,91 % - 100 % - Eletropar 83,71 % - 84 % - Eletrosul 99,88 % - 100 % - Furnas 99,56 % - 100 % - Chuí IX - 99,99 % - 99,99 %

Coxilha Seca (3) - - - 99,99 %

Paraíso - 100 % - - Hermenegildo I - 99,99 % - 99,99 %

Hermenegildo II - 99,99 % - 99,99 %

Hermenegildo III - 99,99 % - 99,99 %

Linha Verde Transmissora (2) - - - 100,00 %

Uirapuru - 75 % - 75 %

Energia dos Ventos V - 99,99 % - 99,99 %

Energia dos Ventos VI - 99,99 % - 99,99 %

Energia dos Ventos VII - 99,99 % - 99,99 %

Energia dos Ventos VIII - 99,99 % - 99,99 %

Energia dos Ventos IX - 99,99 % - 99,99 %

Extremoz Transmissora do Nordeste S/A - 100,00 % - 100,00 %

Transenergia Goiás S.A. - 99,99 % - 98,35 %

Complexo Eólico Pindaí I

Acauã Energia S.A. - 99,93 % - 99,93 %

Angical 2 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Arapapá Energia S.A. - 99,90 % - 99,90 %

Caititu 2 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Caititu 3 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Carcará Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Corrupião 3 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Teiú 2 Energia S.A. - 99,95 % - 99,95 %

Complexo Eólico Pindaí II

Coqueirinho 2 Energia S.A. - 99,98 % - 99,98 %

Papagaio Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %

Complexo Eólico Pindaí III

Tamanduá Mirim 2 Energia S/A - 83,01 % - 83,01 %

(1) Subsidiária classificada como ativo não circulante mantido para venda (ver Nota 42)

(2) Empresa incorporada (ver Nota 3.1 c).

(3) Empresa dissolvida em 2016.

As demonstrações financeiras consolidadas incluem os saldos e transações dos fundos exclusivos, cujos únicos acionistas são a

Empresa e suascontroladas, constituídas por bônus públicos e privados e debêntures com classificação de baixo risco e alta liquidez.

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Page 251: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(a.1) As alterações no capital próprio do Grupo em Controladas existentes

Nas demonstrações financeiras consolidadas, as alterações nas participações da Empresa em controladasque não resultem em perda de

controle do Grupo sobre as controladas são registradas como transações de capital. Os saldos das participações da Empresa e dos

acionistas não controladores são ajustados para refletir as alterações em suas respectivas participações não controladoras. A diferença

entre o valor em que a base das participações não controladoras é ajustada e o valor justo das considerações pagas ou recebidas é

registrada diretamente no patrimônio líquido e atribuída aos proprietários da Empresa.

Quando a Empresa perde o controle acionário de uma controlada, o ganho ou perda é reconhecido na demonstração de resultados e é

calculado como a diferença entre: (i) a soma do valor justo das considerações recebidas e o valor justo do patrimônio residual; e (ii) o

saldo anterior dos ativos (incluindo ágio) e passivos da subsidiária e participações minoritárias, se houver. Todos os valores

registrados anteriormente em “Outros resultados abrangentes” relativos à subsidiária são contabilizados como se a Empresa tivesse

alienado diretamente os ativos e passivos correspondentes da subsidiária (ou seja, reclassificado para o resultado ou transferido para

outra conta de capital líquido, conforme exigido ou permitido pelas IFRS aplicável). O valor justo de qualquer investimento detido na

antiga subsidiária na data da perda de controle é considerado como o valor justo no reconhecimento inicial para a contabilização

subsequente, de acordo com a IAS 39 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração ou, quando aplicável, o custo no

reconhecimento inicial de um investimento numa empresa associada ou joint venture.

(b) Investimento em Coligadas

Coligadas são entidades sobre as quais a Empresa tem influência significativa e que não se qualificam como uma subsidiária ou como

uma joint venture.

Qualquer montante que exceda o custo de aquisição para a participação da Empresa no valor justo líquido dos ativos, passivos e

passivos contingentes identificáveis da empresa associada na data de aquisição é registrado como ágio. O ágio é adicionado ao valor

contábil do investimento. Qualquer montante da participação da Empresa no valor justo líquido dos ativos, passivos e passivos

contingentes identificáveis que excedam o custo de aquisição, após reavaliação, é imediatamente registrado nos lucros e prejuízos.

Quando a parcela das perdas de uma empresa associada correspondente à Empresa exceder a participação societária nessa sociedade

associada (incluindo qualquer participação de longo prazo que, no essencial, esteja incluída no investimento líquido na empresa

associada), a Empresa deixa de reconhecer sua participação em perdas adicionais. Prejuízos adicionais são reconhecidos somente se a

Empresa tiver incorrido em obrigações legais ou construtivas ou tiver efetuado pagamento em nome da empresa associada.

(c) Participações em empreendimentos controlados em conjunto (joint venture) Uma joint venture é um acordo contratual pelo qual a Empresa e outras partes exercem uma atividade econômica sujeita ao controle

conjunto, situação em que as decisões sobre políticas financeiras estratégicas e operações relativas às atividades da joint venture

requerem a aprovação de todas as partes que compartilham o controle.

Quando uma subsidiária da Empresa exerce diretamente suas atividades por meio de uma joint venture, a participação da Empresa nos

ativos controlados em conjunto e quaisquer outros sócios são registrados nas Demonstrações Financeiras da respectiva subsidiária e

classificado de acordo com sua natureza. Os passivos e despesas incorridos diretamente relacionados a participações em ativos

controlados em conjunto são registrados pelo método de competência. Quaisquer ganhos resultantes da venda ou do uso da

participação da Empresa nos retornos sobre os ativos controlados em conjunto e sua participação em quaisquer despesas incorridas

pela joint venture são registradas quando é provável que os benefícios econômicos associados às transações serão transferidos de/para

a Empresa, e seu valor pode ser mensurado com segurança.

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Page 252: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.3. Caixa e equivalente de caixa

Caixa e equivalentes de caixa incluem investimentos em caixa, depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo e alta

liquidez, com vencimentos originais de até três meses e com risco irrelevante de mudança de valor.

3.4. Clientes e provisão para créditos de liquidação duvidosa

As contas a receber de clientes (consumidores e revendedores) são compostas por créditos resultantes da oferta e fornecimento

faturados e não faturados de energia elétrica, com base em estimativa, incluindo os resultantes de comercialização de energia na

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), contabilizados pelo método de competência, e sendo reconhecidos

inicialmente pelo valor justo e posteriormente mensurados ao custo amortizado menos a provisão para créditos de liquidação

duvidosa.

O saldo inclui o fornecimento de energia ainda não faturado, decorrente principalmente de atividades de distribuição, que é mensurado

com base em estimativas baseadas no consumo histórico de MWh.

As contas a receber são normalmente liquidadas dentro de um período de até 45 dias, e assim os valores contábeis representam

substancialmente os valores justos nas datas de relatório.

Se o prazo de recebimento for igual ou inferior a um ano, os créditos são classificados no ativo circulante. Caso contrário, eles são

incluídos no ativo não circulante (Nota 7).

3.5. Gestão da Conta de Consumo de Combustível (CCC)

De acordo com os termos da Lei 8.631, de 4 de março de 1993, a Empresa administra os valores recolhidos pelas concessionárias de

serviços de energia elétrica para crédito à Conta de Consumo de Combustível (CCC), correspondente às cotas anuais utilizadas para

cobrir as despesas com combustível para geração de energia elétrica. Os valores registrados no ativo circulante, compensados no

passivo circulante, correspondem aos recursos disponíveis na conta bancária associada e às taxas não pagas pelas concessionárias. Os

valores registrados no ativo são corrigidos com base na rentabilidade do investimento, representando caixa restrito disponível que não

pode ser utilizado para outros fins.

As transações com o CCC não afetam o resultado consolidado da Empresa.

3.6. Cauções e Depósitos Vinculados

Os valores registrados são destinados para propósitos legais e/ou contratuais. Eles são avaliados pelo custo de aquisição, acrescido de

juros e atualização monetária, de acordo com as disposições legais pertinentes, ajustado pela provisão para perdas na realização,

quando aplicável. O resgate dos mesmos encontra-se condicionado a finalização dos processos judiciais a que esses depósitos se

encontram vinculados.

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Page 253: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.7. Estoques de Almoxarifado e Combustível (CCC)

Os estoques são registrados na média do custo de aquisição, líquido das provisões para perdas, quando aplicável, e não excedem o

custo de reposição ou o valor líquido de realização. O valor realizável líquido corresponde ao preço estimado de venda dos

inventários, deduzindo todos os custos estimados de conclusão e custos necessários para concluir a venda.

Os materiais em estoque de almoxarifado e de combustível (CCC) são classificados no ativo circulante e são reconhecidos pelo custo

médio de aquisição, que não excede o valor de mercado.

3.8. Estoque de Combustível Nuclear

Composto de concentrado de urânio em estoque, os serviços correspondentes e os componentes de combustível nuclear utilizados nas

usinas termonucleares de Angra I e Angra II, registrados ao custo de aquisição.

A pré-produção, quando o urânio e os serviços necessários para a produção são adquiridos, são classificados como ativos não

circulantes de longo prazo, apresentados na em Inventário de Combustível Nuclear. Durante a fase de produção, a parcela relativa ao

consumo esperado para os próximos 12 meses é classificada no ativo circulante.

O consumo dos componentes do combustível nuclear é apropriado proporcionalmente nos lucros e prejuízos do ano, considerando a

energia mensal efetivamente gerada em relação à energia total esperada para cada componente de combustível. Os estoques são

mensurados periodicamente com a avaliação dos componentes de combustível nuclear utilizados no processo de geração de

eletricidade e são armazenados no tanque de combustível usado.

3.9. Imobilizado

O imobilizado é mensurado pelo custo histórico menos a depreciação acumulada e quaisquer perdas por impairment acumuladas. O

custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à aquisição dos ativos, e também inclui, no caso de ativos qualificáveis, os

custos de empréstimos capitalizados de acordo com as políticas contábeis da Empresa. Esses ativos imobilizados são classificados nas

categorias de ativos imobilizados apropriados quando concluídas e prontas para o uso pretendido. A depreciação desses ativos inicia-

se quando eles estão prontos para o uso pretendido na mesma base dos outros ativos imobilizados.

A depreciação é reconhecida com base na vida útil estimada de cada ativo utilizando o método linear, de modo que uma vez que a

vida útil tenha terminado, o valor do custo menos seu valor residual é totalmente baixado (exceto terrenos e construção em

andamento). A Empresa considera que a vida útil estimada de cada ativo é semelhante às taxas de depreciação determinadas pela

ANEEL, que são consideradas pelo mercado como aceitáveis para expressar adequadamente. Além disso, no que se refere ao

entendimento da Empresa sobre o atual marco regulatório de concessões, incluindo a Lei 12.783/2013, foi considerada a indenização

no final da concessão, com base no menor entre o VNR ou o valor contábil residual, fator que é considerado na mensuração de um

ativo imobilizado (ver detalhes na Nota 16).

Os ativos detidos em arrendamento mercantil financeiro são depreciados com base na sua vida útil esperada, da mesma forma que os

ativos detidos, ou durante um período mais curto, se aplicável, de acordo com os termos do contrato de leasing em questão.

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Page 254: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Um item dos ativos imobilizados é baixado após alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do uso

contínuo do ativo. Quaisquer ganhos ou perdas na venda ou alienação de um item de imobilizado são calculados como a diferença

entre os valores recebidos na venda e o valor contábil do ativo, reconhecendo o resultado nos lucros e prejuízos do exercício.

3.9.1. Custos de Empréstimos

A cada mês, os juros e, se aplicável, a variação cambial incorrida sobre empréstimos e financiamentos, são acrescidos ao custo de

aquisição do imobilizado em formação, considerando os seguintes critérios de capitalização:

a) O período de capitalização ocorre quando o ativo qualificado está em fase de construção e a capitalização de juros cessa

quando o item está disponível para uso;

b) Os juros são capitalizados considerando a taxa média ponderada dos empréstimos e financiamentos em vigor na data da

capitalização ou, para os ativos com relação aos quais empréstimos específicos tiverem sido obtidos, as taxas desses

empréstimos específicos;

c) Os juros capitalizados mensalmente não podem exceder o valor das despesas de juros determinadas durante o período de

capitalização;

d) Os juros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e a vida útil estimada, determinados para o item

correspondente.

Os ganhos com investimentos resultantes da alocação temporária de recursos obtidos com empréstimos e financiamentos específicos

ainda não contabilizados com o ativo qualificado são deduzidos dos custos de empréstimos e financiamentos elegíveis para

capitalização quando o efeito é relevante.

Todos os outros custos de empréstimos e financiamentos são reconhecidos nos lucros e prejuízos do exercício em que são incorridos.

3,10. Contratos de Concessão

A Empresa possui contratos de concessão nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, assinados com a

Concessionária (o Governo Federal) por períodos de 20 a 35 anos, sendo todos os contratos, por segmento, bastante semelhantes em

termos de direitos e obrigações da concessionária e do órgão de concessão. Os períodos das principais concessões estão descritos na

Nota 2.

I - Sistema Tarifário

a) O sistema tarifário de distribuição de energia elétrica é controlado pela ANEEL e as respectivas alíquotas são reajustadas

anualmente e revisadas a cada quatro anos com o objetivo de manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária, levando-se

em conta os investimentos realizados e o custo e estrutura de despesas da empresa em questão. Os usuários são cobrados diretamente

pelos serviços, utilizando como base o volume de energia consumida e a taxa autorizada (ver Nota 17).

b) O sistema tarifário de transmissão de energia elétrica é regulamentado pela ANEEL e as tarifas são revisadas periodicamente com

base na Receita Anual Permitida (RAP), que é atualizada anualmente com base no índice de inflação e está sujeita a revisões

periódicas para cobrir novos Investimentos e quaisquer outros aspectos relativos ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de

concessão. Este sistema de faturamento foi ajustado com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013.

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Page 255: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

c) Até 2004, o sistema tarifário de geração de energia elétrica baseava-se, em geral, nas tarifas reguladas e, desde então, como parte

das mudanças na regulamentação desse setor, a tarifa base passou a ser sistema tarifário, podem participar livremente nos leilões de

eletricidade para o mercado regulamentado, utilizando, nesses casos, um preço base, enquanto o preço final é determinado com base

na concorrência entre os participantes no leilão. Além disso, as empresas de produção de eletricidade podem celebrar acordos de

venda bilaterais com consumidores que se enquadram na categoria de consumidores livres (esta definição baseia-se na demanda de

energia em MW). Este sistema de tarifação foi ajustado com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013.

II - Concessões de Transmissão e Distribuição

Os contratos de concessão regulam a exploração dos serviços públicos de distribuição e transmissão de energia elétrica pela Empresa,

quando:

1) Distribuição de energia elétrica

a) O contrato estabelece quais serviços que o operador deve prestar e para quem (classe de consumidores) os serviços devem ser

prestados;

b) O contrato estabelece padrões de desempenho para serviços de utilidade pública com o objetivo de manter e melhorar a qualidade

de serviço para os consumidores, enquanto que a concessionária tem a obrigação de devolver a infraestrutura nas mesmas condições

em que foi recebida após a execução dos acordos. Para atender a essas obrigações, os investimentos são realizados regularmente

durante todo o prazo da concessão. Dessa forma, os ativos associados à concessão podem, às vezes, ser substituídos antes do término

da concessão;

c) No final da concessão, os bens associados à infra-estrutura devem ser revertidos para a concessionária mediante o pagamento de

uma indenização determinada com base na Base de Remuneração Regulatória depreciada (BRR).

2) Transmissão de energia elétrica

a) O preço (tarifa) é regulamentado e é denominado Receita Anual Permitida (RAP). A empresa de transmissão de energia elétrica

não pode negociar preços com os usuários. Para alguns contratos, a RAP é fixa e sujeita a um ajuste monetário baseado em um índice

de preços uma vez por ano. Para todos os outros contratos, a RAP está sujeita a ajuste monetário usando um índice de preços uma vez

por ano e revisado a cada cinco anos. Em geral, o RAP de qualquer empresa de transmissão de energia elétrica está sujeito à revisão

anual de aumentos nos ativos e despesas operacionais decorrentes de modificações, reforços e ampliações de instalações. Os níveis

tarifários (RAP) foram alterados com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei nº 12.783/2013.

b) Os ativos são reversíveis no final da concessão, com direito a receber uma indenização (em dinheiro) da concessionária sobre os

investimentos ainda não amortizados, determinado com base no novo valor de reposição (VNR). Ainda há ativo de concessões

renovadas que estão pendentes de aprovação pela ANEEL, as quais estão pendentes de indenização (ver Nota 2.1).

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Page 256: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

II.1 - Aplicação da IFRIC 12 - Contratos de Concessão de Serviços, aplicável aos contratos de concessão público/privado nos quais a

entidade pública:

a) Controla ou regula o tipo de serviço que pode ser prestado utilizando as infraestruturas subjacentes;

b) Controla ou regula o preço no qual os serviços são prestados;

c) Controla/detém um interesse significativo na infraestrutura, no final da concessão.

A concessão público/privada normalmente tem as seguintes características:

a) A infraestrutura subjacente à concessão é utilizada para prestar serviços;

b) Um acordo/contrato entre a autoridade concedente e o operador;

c) O operador oferece uma série de serviços durante a concessão;

d) O operador recebe uma remuneração, durante a vigência do contrato de concessão, diretamente do órgão de concessão, dos

usuários da infraestrutura, ou de ambos;

e) A infraestrutura é transferida para a concessionária no final da concessão, normalmente sem encargos, mas às vezes a um custo.

De acordo com a IFRIC 12, a infra-estrutura de concessão que se enquadra no âmbito desta norma não é reconhecida pela

concessionária como imobilizado, porque se considera que o operador não controla esses ativos e, portanto, são reconhecidos de

acordo com um dos seguintes modelos contábeis, dependendo do tipo de remuneração que a concessionária concorde em entregar ao

operador nos termos do acordo:

1) Modelo de ativo financeiro

Este modelo é aplicável quando a concessionária tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias,

independentemente do nível de utilização da infraestrutura sob a concessão, e isso resulta na gravação de um ativo financeiro, o qual

foi classificado como empréstimos e recebíveis (geração e transmissão), ou como disponível para venda (distribuição).

2) Modelo de ativo intangível

Este modelo é aplicável quando a concessionária, como parte da concessão, é remunerada com base no nível de utilização da

infraestrutura (crédito e risco de demanda) com relação à concessão, cujos resultados são reconhecidos como um ativo intangível.

3) Modelo misto

Este modelo aplica-se quando a concessão inclui simultaneamente compromissos de remuneração garantidos pelo órgão de concessão

e compromissos de remuneração que dependem do nível de utilização da infraestrutura de concessão.

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Page 257: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Com base nas características estabelecidas nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica da Empresa e suas

controladase nas exigências regulatórias, são reconhecidos os seguintes ativos para o negócio de distribuição de energia elétrica:

a) A parte estimada de investimentos realizados que não tenham sido amortizados ou depreciados no final da concessão é

classificada como ativo financeiro por constituir um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro

diretamente do órgão de concessão; e

b) A parcela remanescente do ativo financeiro (valor residual) será classificada como ativo intangível pelo fato de sua

recuperação estar sujeita à utilização da utilidade pública, que neste caso é o consumo de energia por parte dos consumidores.

A infraestrutura recebida ou construída nas atividades de distribuição é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber:

a) Em parte pelo consumo de energia pelos consumidores (emissão de faturas mensais refletindo energia medida e energia

consumida/vendida) durante o contrato de concessão; e

b) Em parte, a título de indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, recebida diretamente do Poder

Concedente ou de outra parte designada pelo Poder Concedente.

Essa indenização será efetuada com base nas porções dos investimentos associados a ativos reversíveis ainda não amortizados ou

depreciados, que tenham sido efetuados para garantir a continuidade do serviço prestado.

As concessões de distribuição de energia elétrica de suas controladasnão são onerosas. Como tal, não há obrigações financeiras fixas e

pagamentos a serem feitos para o concedente.

Para as atividades de transmissão de energia elétrica, a Receita Anual Permitida (RAP) é recebida das empresas que utilizam a

infraestrutura por meio de uma tarifa de uso do sistema de transmissão (TUST). Esta tarifa é calculada por repartição entre os

utilizadores de transmissão de determinados valores específicos: (i) a RAP de todas as empresas de transmissão; (ii) os serviços

prestados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS); e (iii) as taxas regulatórias.

O concedente delegou o pagamento mensal da RAP às empresas de geração, aos distribuidores, aos consumidores livres, aos

exportadores e aos importadores, e como esse pagamento é garantido pelo marco regulatório de transmissão, constitui um direito

contratual incondicional de receber dinheiro ou outros ativos financeiros, e, portanto, o risco de crédito é baixo.

Considerando que a Empresa não está exposta a riscos de crédito e demanda e que a renda é calculada com base na disponibilidade da

linha de transmissão, toda a infraestrutura foi registrada sob ativos financeiros.

Os ativos financeiros também incluem a indenização a ser efetuada com base nas porções dos investimentos associados a ativos

reversíveis ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido efetuados para garantir a continuidade do serviço prestado.

III. Concessões de Geração

a) Geração hidrelétrica e térmica - As concessões não diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013 não se enquadram no âmbito

da IFRIC 12, dadas as características de preços e a ausência de uma taxa regulada. A partir de 1º de janeiro de 2013, as

concessões diretamente afetadas pela Lei nº 12.783/2013, que anteriormente estavam fora do escopo da IFRIC 12, estão

agora sujeitas a essas normas contábeis, considerando a mudança do sistema de precificação para uma das tarifas reguladas

para essas concessões, no mesmo molde que o já aplicado às concessões de distribuição.

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Page 258: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

b) Geração nuclear - Aqui há um sistema de taxas definido, embora os contratos de geração nuclear diferem de outros contratos

de geração, uma vez que constituem uma autorização e não uma concessão. Não existe encerramento definitivo para esta

autorização e não existem controles significativos de ativos efetuados pela concessionária no final do período de autorização.

IV. Itaipu Binacional

a) A Itaipu Binacional é regida por um Tratado Binacional de 1973, no qual foram estabelecidas as condições tarifárias, servindo de

base para a determinação de taxas para cobrir as despesas e o serviço da dívida da Empresa;

b) A base tarifária e os prazos de comercialização permanecerão em vigor até 2023, correspondendo à parcela significativa da vida

útil da usina; após 2023, a taxa de base e as condições de comercialização devem ser revistas;

c) A base tarifária da Itaipu foi estabelecida em base ponderada para permitir o pagamento do serviço da dívida, com vencimento

final em 2023, e para suportar as despesas de operação e manutenção;

d) A comercialização da Itaipu foi subrogada à Empresa com base em contratos firmados anteriormente com as empresas de

distribuição, os quais definiam previamente as condições de pagamento;

e) Por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, foram subrogados os compromissos de compra e transferência de serviços de

energia elétrica da Itaipu Binacional às concessionárias de distribuição; anteriormente, esses compromissos foram assumidos pelas

empresas Furnas e Eletrosul, ambas filiais da Empresa, por meio de contratos com as concessionárias de distribuição de energia

elétrica. As dívidas resultantes da comercialização da energia de Itaipu Binacional foram renegociadas com a Empresa, resultando em

contratos de financiamento. Esses contratos foram inicialmente registados pelo seu valor justo e subsequentemente mensurados ao

custo amortizado, utilizando o método de juros efetivos.

f) Os termos do tratado garantem o reembolso à Empresa, mesmo em caso de falta de capacidade de geração de energia ou de

problemas operacionais com a usina.

V. Ativos Financeiros - Concessões de Serviços Públicos.

A Empresa registra um recebível do órgão de concessão (ou de quem for designado por aquela autoridade) quando tiver o direito

incondicional de receber dinheiro no final da concessão por meio de indenização pelos investimentos que forem feitos pelas empresas

de distribuição, transmissão e geração, e que não forem recuperados através da prestação de serviços relacionados à concessão. Estes

ativos financeiros são registrados em valor presente dos respectivos direitos e são calculados com base na parcela estimada dos

investimentos feitos e ainda não amortizados ou depreciados ao final da concessão. A remuneração dos ativos de distribuição baseia-

se no custo médio ponderado de capital regulamentar (WACC), fator esse que está incluído na taxa de base, enquanto que a

remuneração para os ativos de transmissão e geração baseia-se na taxa interna de retorno do respectivo projeto. No caso de geração,

apenas os ativos associados a concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013 e formados após a publicação dessa Lei são

considerados ativos financeiros sujeitos à remuneração da mesma forma que as empresas de transmissão, desde que a aquisição desses

ativos seja aprovada pelo MME e pela ANEEL.

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Page 259: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Esses recebíveis são classificados como ativos circulantes e não circulantes, considerando quando os valores devem ser recebidos,

com base nas datas de término das concessões.

3.11. Intangível

A Empresa reconhece como um ativo intangível o direito de cobrar dos usuários pelos serviços prestados de distribuição de energia

elétrica (para a geração da infraestrutura Amazonas Energia, que tem uma conexão exclusiva com a atividade de distribuição da

empresa, e também é classificado como intangível). O ativo intangível é o valor residual da renda de construção auferida para a

construção ou aquisição de infraestruturas detidas pela Empresa e o valor do ativo financeiro em relação ao direito incondicional de

receber caixa ao final da concessão a título de compensação.

O ativo é apresentado líquido das amortizações acumuladas e de prejuízos devido à redução do valor recuperável (deterioração),

quando aplicável.

A amortização de ativos intangíveis reflete o padrão em que se espera que os futuros benefícios econômicos sejam consumidos pela

Empresa, ou o fim do período de concessão, o que ocorrer primeiro. O padrão de consumo dos ativos está relacionado com sua vida

útil econômica, considerando que os ativos construídos pela Empresa fazem parte da base de cálculo para medir a tarifa para os

serviços de concessão.

A amortização do ativo intangível começa quando ele estiver disponível para uso, na sua localização e na condição necessária para

que seja capaz de operar da forma pretendida pela Empresa. A depreciação cessa quando o ativo tiver sido totalmente consumido ou

baixado, ou não estiver mais integrado na base de cálculo da tarifa para os serviços de concessão, o que ocorrer primeiro.

A Empresa realiza anualmente recuperabilidade dos ativos de teste usando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros

gerados pelo ativo, presumindo que não há mercado ativo para os ativos relacionados com a concessão. (Ver Nota 19).

Os ativos intangíveis incluem os direitos de uso da concessão, mas também incluem ágio na aquisição de investimentos e despesas

específicas associadas à aquisição de direitos, bem como, quando aplicável, os respectivos custos de implantação.

Os ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são reconhecidos ao preço de custo, deduzidos de

amortizações e perdas devidas à redução ao valor recuperável acumulado. A amortização é reconhecida linearmente com base na vida

útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são revisados no fim de cada exercício e o efeito de

quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.

Os ativos intangíveis com vida útil indefinida, adquiridos separadamente, são registrados ao preço de custo, deduzidos de

amortizações e perdas devidas à redução ao valor recuperáveis acumulados.

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Page 260: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.11.1. Concessões de Título Oneroso (Uso do Bem Público - UBP)

A Empresa e determinadas subsidiárias possuem contratos de concessão a título oneroso com o Governo para o uso de bens públicos

para a geração de energia elétrica em certas plantas.

Os valores definidos nos contratos são os preços futuros e, portanto, a Empresa e aquelas controladasajustaram esses contratos ao

valor presente com base na taxa de desconto determinado na data da obrigação.

A atualização da obrigação em relação à taxa de desconto e da variação monetária, definida no contrato de concessão é capitalizada no

ativo, durante a construção das usinas e a partir da data de entrada em operação comercial, e é reconhecida como receita.

Estes ativos são registrados no ativo intangível de compensação do passivo não circulante.

3.11.2. Gastos com Estudos e Projetos

As despesas com estudos e projetos, incluindo os estudos de viabilidade e os estoques das usinas hidrelétricas e linhas de transmissão

de energia, são contabilizadas como despesas operacionais, quando incorridas, até que haja comprovação efetiva da viabilidade

econômica do seu uso ou da concessão ou autorização. Da data de concessão e/ou autorização para o uso do serviço público de energia

elétrica ou da evidência de viabilidade econômica do projeto, as despesas incorridas são capitalizadas como custo de desenvolvimento

do projeto. Atualmente, a Empresa não possui valores capitalizados sobre os gastos com estudos e projetos.

3.12. Reconhecimento dos valores a receber e obrigações de Parcela A e outros itens financeiros

Em 25 de Novembro, 2014, a ANEEL decidiu acrescentar aos contratos de concessão e autorizações, das empresas distribuidoras de

energia elétrica no Brasil, a fim de eliminar qualquer incerteza, no que diz respeito ao reconhecimento e à realização das diferenças de

tempo, cujos valores são passados anualmente para a tarifa de distribuição de energia elétrica - Parcela A (CVA) e outros

componentes financeiros. De acordo com o aditivo emitido pela ANEEL, o órgão regulador garante que os valores da CVA e outros

componentes financeiros serão incorporados no cálculo da compensação, no final da concessão.

O adendo aos Contratos de Concessão, representou um novo elemento que garante, a partir de sua data, o direito ou impõe uma

obrigação à concessionária a receber ou a pagar pelos ativos e passivos em relação à contraparte - a Autoridade Concedente. Este novo

evento muda, a partir dessa data, o ambiente e as condições contratuais existentes anteriormente e extingue as incertezas quanto à

capacidade de realizar o ativo ou a execução da responsabilidade. Estas são as condições que diferem daquelas que ocorreram

anteriormente.

Os efeitos do aditivo ao contrato de concessão e permissão não são uma mudança de política contábil, mas de uma circunstância de

mudança que foi aplicada prospectivamente. Portanto, o registro dos valores a receber (obrigações) foi efetuada em ativo (ou passivo

financeiro) contas, onde apropriado, em contraste com o lucro ou prejuízo do exercício (receita da venda de bens e serviços).

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Page 261: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.13. Redução ao valor recuperável de ativos não financeiros, excluindo o ágio

No final de cada exercício financeiro, a Empresa avalia se há qualquer indicação de que seus ativos não financeiros sofreram

quaisquer perdas devido a uma redução no valor recuperável. Se houver indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a

finalidade de medir a quantidade dessa perda. Quando não é possível estimar o valor recuperável de um ativo individualmente, a

Empresa calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo.

Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados às unidades

geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de caixa para o qual uma base de alocação razoável e

consistente possa ser identificada.

Na avaliação do valor de uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados a valor presente por uma taxa de desconto que

reflete a avaliação de mercado atual: o valor temporal da moeda e os riscos específicos do ativo para o qual foi realizada a estimativa

de fluxo de caixa futuro.

Se o valor recuperável de um ativo (unidade ou geradora de caixa) calculado for menor que seu valor contábil, o valor contábil do

ativo (ou unidade geradora de caixa) é reduzido ao seu valor recuperável. A perda por redução no valor recuperável é reconhecida

imediatamente no resultado.

Quando a perda devido a uma redução no valor recuperável é revertida subsequentemente, o aumento do valor contábil do ativo (ou

unidade geradora de caixa) ocorre, em relação à estimativa revisada de seu valor recuperável. Esse aumento não poderá exceder o

valor contábil que teria sido determinado se nenhuma perda devido à redução no valor recuperável tivesse sido reconhecida para o

ativo (ou unidade geradora de caixa) em anos anteriores. A reversão da perda por redução no valor recuperável é reconhecida

imediatamente no resultado.

3.14. Ágio

O ágio resultante de uma combinação de negócios é demonstrado ao custo na data da combinação do negócio, líquido da perda

acumulada no valor recuperável, se for o caso.

Para efeitos de teste da redução no valor recuperável, o ágio é alocado para cada uma das unidades da Empresa geradoras de caixa (ou

grupos de unidades geradoras de caixa) que irão se beneficiar das sinergias da combinação.

Como as operações de investimento da Empresa estão ligadas a operações sujeitas a contratos de concessão, o ágio decorrente da

aquisição de tais entidades representa o direito ao direito de concessão com vida útil definida, sendo reconhecida como um ativo

intangível da concessão, e a depreciação feita de acordo com o período da concessão.

3.15. Ativos não circulantes mantidos para venda

Os ativos e grupos de ativos não circulantes são classificados como mantidos para venda quando o seu valor contabilístico é

recuperado principalmente através de uma transação de venda e não através de utilização contínua. Esta condição é satisfeita somente

quando o ativo (ou grupo de ativos) está disponível para venda imediata em seu estado atual, sujeito apenas aos termos habituais para

a venda desse ativo (ou grupo de ativos) e quando a venda é considerada altamente provável. A Administração deve estar

comprometida com a venda, esperando que, em reconhecimento, possa ser considerada como uma venda concluída no prazo de um

ano a contar da data da classificação.

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Page 262: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Quando a Empresa está comprometida com um plano de venda envolvendo perda de controle de uma subsidiária, desde que os

critérios descritos no parágrafo anterior sejam atendidos, todos os ativos e passivos da subsidiária são classificados como mantidos

para venda nas demonstrações financeiras consolidadas, mesmo se, após a venda, a Empresa ainda mantiver participação na empresa.

Os ativos não circulantes (ou grupos de ativos) classificados como mantidos para venda são mensurados pelo menor entre o valor

contábil previamente registrado ou o valor justo menos o custo de venda. Os ativos e passivos relacionados são apresentados de forma

segregada no balanço.

3.16. Combinação de negócios

Nas demonstrações financeiras consolidadas, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo método de aquisição. A contrapartida

transferida em uma combinação de negócios é mensurada pelo valor justo. Esse valor justo é calculado pela soma dos valores justos

dos ativos transferidos para a Empresa e dos passivos assumidos pela Empresa, na data de compra, com os antigos controladores da

empresa comprada e as ações de emissão da Empresa em troca do controle da empresa comprada. Os custos relacionados com a

aquisição são geralmente reconhecidos na receita quando incorridos.

Na data da aquisição, os ativos adquiridos e passivos assumidos que são identificáveis são reconhecidos pelo valor justo na data da

aquisição, exceto:

ativos ou passivos fiscais deferidos e ativos e passivos relacionados a beneficiar acordos com os empregados, que são reconhecidos e

valorizados em conformidade com a IAS 12 - Imposto de Renda e IAS 19 - Benefícios a Empregados, respectivamente;

passivos ou instrumentos de capital próprio, relativos a acordos de pagamento baseado em ações da empresa comprada ou acordos

de pagamento baseado em ações do Grupo, concluído em substituição dos acordos de pagamento baseado em ações da companhia

comprada, que são medidos de acordo com a IFRS 2 - Pagamentos Baseados em Ações na data da compra; e

ativos (ou grupos para alienação) classificados como detidos para venda de acordo com a IFRS 5 Ativo Não Circulante Mantido para

Venda e Operações Descontinuadas, os quais são mensurados de acordo com esta norma.

O ágio é mensurado como o excesso da soma da: (1) contraprestação transferida; (2) valor das ações não-controladores da empresa

adquirida e; (3) valor justo das ações do comprador anteriormente detidas na empresa comprada (se houver) sobre os valores líquidos

na data de aquisição, dos ativos adquiridos e passivos assumidos que são identificáveis. Se, após a avaliação, os valores líquidos dos

ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidos na data de aquisição forem maior que a soma: (1) a contraprestação transferida;

(2) o valor das ações não-controladoras na companhia adquirida e; (3) o valor justo das ações do comprador anteriormente detida na

empresa adquiriu (se houver), esse excesso é reconhecido imediatamente no resultado como ganho.

As participações não controladoras, correspondente às explorações atuais e que dão aos seus detentores o direito a uma parte

proporcional dos ativos líquidos da entidade, no caso de liquidação, pode ser inicialmente mensurados pelo valor justo. Eles também

podem ser medidos com base na parte proporcional das ações não controladoras nos valores reconhecidos dos ativos líquidos

identificáveis da empresa adquirida. A seleção do método de medição é feita numa base transação a transação. Outros tipos de ações

não controladoras são mensurados pelo seu valor justo ou, quando aplicável, conforme descrito em outra IFRS.

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Page 263: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Quando a contrapartida transferida pela Empresa, em uma combinação de negócios, inclui ativos ou passivos resultantes de um acordo de

contrapartida contingente, a contrapartida contingente é mensurada pelo valor justo na data de aquisição. Além disso, está incluído na

contrapartida transferida na combinação de negócios. As variações no valor justo da contraprestação contingente, classificadas como

ajustes do período de mensuração, são ajustadas retroativamente, com os ajustes correspondentes no ágio. O período de ajustes de

mensuração corresponde a ajustes resultantes de informações adicionais obtidas durante o “período de mensuração” e os fatos

relacionados e circunstâncias existentes na data de aquisição. O período de medição não deve exceder um ano a partir da data de compra.

A contabilização posterior de variações no valor justo da contraprestação contingente, não classificadas como ajustes do período de

mensuração, depende da forma de classificação da contrapartida contingente. A contrapartida contingente classificada como

patrimônio não é reavaliada nas datas das demonstrações financeiras subsequentes e sua liquidação correspondente é contabilizada no

patrimônio líquido. A contrapartida contingente classificada como um ativo ou passivo é reavaliada nas datas das demonstrações

financeiras subsequentes de acordo com a IAS 39 ou IAS 37 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, conforme

aplicável, e o ganho ou perda correspondente é reconhecida no resultado.

Quando uma combinação de negócios é realizada em etapas, as ações anteriormente detidas pela Empresa na empresa comprada são

reavaliadas pelo valor justo na data de aquisição (ou seja, a data em que a Empresa adquire o controle) e o correspondente ganho ou

perda, se houver, é reconhecido no resultado. Os valores das ações da empresa comprada antes da data de aquisição, que foram

anteriormente reconhecidos em “outros resultados abrangentes” são reclassificados no resultado, na medida em que esse tratamento é

apropriado se aquela participação é alienada.

Se a contabilidade inicial de uma combinação de negócios estiver incompleta no final do período no qual essa combinação ocorreu, a

Empresa registra os valores provisórios dos itens cuja contabilização está incompleta. Esses valores provisórios são ajustados durante

o período de medição (ver acima), ou ativos e passivos adicionais são reconhecidos para refletir as novas informações obtidas

relacionadas a fatos e circunstâncias existentes na data da aquisição, que se conhecidos, teriam afetado os valores reconhecidos no

essa data.

As combinações de negócios ocorridas até 31 de Dezembro de 2008, foram contabilizadas de acordo com a Instrução CVM 247/1996.

O ágio e deságio apurado nas aquisições de participações de acionistas não controladores após 1º de Janeiro de 2009, a data de adoção

inicial do IFRS, são alocados exclusivamente ao contrato de concessão e reconhecidos nos ativos intangíveis.

3.17. Tributação

Despesas relacionadas com imposto de renda e contribuição social representam a soma dos impostos correntes e deferidos. Além

disso, a opção de calcular os impostos sobre os resultados da Empresa é pelo método de lucros reais.

3.17.1. Tributos correntes

Imposto de renda (IRPJ) e contribuição social (CSLL) são baseadas no lucro tributável do exercício. O lucro tributável difere do lucro

apresentado na declaração de renda porque exclui receitas ou despesas dedutíveis em outros períodos tributáveis, além de excluir itens

que não são tributáveis ou não dedutíveis de forma permanente. Imposto de renda e contribuições sociais são calculadas

individualmente por cada empresa com base nas taxas atuais da Empresa no final do exercício.

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Page 264: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.17.2. Impostos deferidos

O imposto de renda e contribuição social deferidos são reconhecidos no final de cada período de relatório, sobre as diferenças

temporárias entre os saldos de ativos e passivos reconhecidos nas demonstrações financeiras e as bases fiscais correspondentes usadas

na apuração do lucro real, incluindo o saldo de perdas de imposto, quando aplicável. Os passivos de impostos deferidos são

geralmente reconhecidos para todas as diferenças temporárias tributáveis e os ativos de impostos deferidos são reconhecidos sobre

todas as diferenças temporárias dedutíveis, somente quando é provável que a Empresa apresentará lucro tributável futuro suficiente em

relação ao que essas diferenças temporárias dedutíveis possam ser utilizadas.

A recuperação do saldo do imposto deferido ativo é revisada no final de cada período de relatório e, quando não for mais provável que

lucros tributáveis futuros estarão disponíveis para permitir a recuperação de todo ou parte do ativo, o saldo do ativo é ajustado pelo

montante que se espera que seja recuperado.

Os tributos ativos e passivos deferidos são mensurados pelas alíquotas aplicáveis no período no qual se espera que o passivo seja

liquidado ou o ativo realizado, com base nas alíquotas previstas pela legislação em vigor no final de cada exercício, ou quando uma

nova legislação tiver sido substancialmente aprovada. A medição dos impostos deferidos sobre os passivos e ativos reflete as

consequências fiscais que resultariam da forma que a Empresa espera, no final de cada período de relatório, recuperar ou liquidar o

valor contábil desses ativos e passivos.

Os tributos devidos e deferidos são reconhecidos no resultado, exceto quando correspondem a itens registrados em outros resultados

abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, caso em que os impostos correntes e deferidos também são reconhecidos em outros

resultados abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, respectivamente. Quando os impostos devidos e deferidos são

originários da contabilização inicial de uma combinação de negócios, o efeito fiscal é considerado na contabilização da combinação de

negócios.

3.18. Instrumentos financeiros

Os ativos e passivos financeiros são reconhecidos quando uma entidade da Empresa é uma das partes das disposições contratuais do

instrumento.

Os ativos e passivos financeiros são inicialmente mensurados pelo valor justo.

Os custos da transação diretamente atribuíveis à aquisição ou emissão de ativos e passivos financeiros (exceto por ativos e passivos

financeiros reconhecidos ao valor justo no resultado) são acrescentados ou deduzidos do valor justo dos ativos ou passivos financeiros,

se aplicável, após o reconhecimento inicial. Os custos de transação diretamente atribuíveis à aquisição de ativos e passivos financeiros

ao valor justo através do lucro ou prejuízo são reconhecidos imediatamente no lucro ou prejuízo.

3.18.1. Ativos financeiros

Os ativos financeiros são classificados nas seguintes categorias específicas: ativos financeiros ao valor justo através do resultado,

investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos e recebíveis. A classificação

depende da natureza e da finalidade dos ativos financeiros e é determinada na data da contabilização inicial.

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Page 265: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

1) Ativos financeiros ao justo valor através de lucro ou prejuízo

Um ativo financeiro é classificado como mantido para negociação se:

(a) é adquirido principalmente para ser vendido a curto prazo; ou

(b) no reconhecimento inicial é parte de uma carteira identificada de instrumentos financeiros que a Eletrobras administra como um

grupo e possui um padrão real recente de tomada de lucro a curto prazo; ou

(c) é um derivado que tenha sido designado como um instrumento de hedge efetivo.

Um ativo financeiro detido para negociação, além disso, pode ser designado ao valor justo através do resultado no reconhecimento

inicial se:

(a) tal designação eliminar ou reduzir significativamente uma mensuração ou reconhecimento que, de outra forma surgiria

inconsistente; ou

(b) o ativo financeiro for parte de um grupo administrado de ativos ou passivos financeiros ou ambos, e

(c) o seu desempenho é avaliado numa base de justo valor, de acordo com uma estratégia documentada de gestão de risco ou de

investimento da Empresa, e quando as informações sobre o agrupamento forem fornecidas internamente com a mesma base; ou

(d) é parte de um contrato contendo um ou mais derivativos embutidos e IAS 39 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e

Mensuração permite que o contrato combinado (ativo ou passivo) seja totalmente designado ao valor justo através do resultado.

Os ativos financeiros são classificados pelo valor justo através do resultado quando são mantidos para a negociação com o propósito

de venda no curto prazo ou designados pelo valor justo através do resultado.

Passivos financeiros ao valor justo através do resultado são apresentados pelo seu valor justo e os ganhos ou perdas são reconhecidos

no resultado. Ganhos e perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os dividendos ou juros auferidos pelo ativo financeiro,

sendo incluídos na rubrica outras receitas e despesas financeiras nos resultados.

Investimentos mantidos até o vencimento

Os investimentos detidos até o vencimento são ativos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis e vencimento

fixo que a Empresa tem a intenção positiva e capacidade de manter até o vencimento. Após o reconhecimento inicial, os investimentos

mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de juros efetivo, deduzido de eventuais perdas

devido a uma redução no valor recuperável.

(a) Empréstimos e recebíveis

Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados em

um mercado ativo. Os empréstimos e recebíveis (inclusive contas a receber e outros, aplicações de liquidez imediata, contas a receber

da Parcela A e outros) são inicialmente registados pelo seu valor de aquisição, que é o justo valor do preço pago, incluindo despesas

de transação. Após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método do juro efetivo,

deduzido de qualquer perda devido à redução do valor recuperável.

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Page 266: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A receita de juros é reconhecida através da aplicação da taxa de juros efetiva.

(a) Ativos financeiros disponíveis para venda

Os ativos financeiros disponíveis para venda são ativos financeiros não derivados que são designados como disponíveis para venda e

não classificados como:

1) Ativos financeiros ao justo valor através de lucro ou prejuízo

2) Investimentos mantidos até o vencimento, ou

3) Os empréstimos e recebíveis.

Mudanças no valor contábil dos ativos financeiros disponíveis para venda relacionados às variações nas taxas de câmbio, a receita de

juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dividendos sobre investimentos em ações disponíveis para venda são

reconhecidos no resultado. As variações no valor justo de ativos financeiros disponíveis para venda são reconhecidas em outros

resultados abrangentes. Quando o investimento é alienado ou ocorre uma redução no valor recuperável, o ganho ou perda acumulado

anteriormente reconhecido na conta de resultados globais Outros é reclassificado para lucro ou prejuízo.

3.18.2. Redução do valor recuperável de ativos não financeiros

Ativos financeiros, exceto aqueles designados ao valor justo por meio do resultado, são avaliados para indicadores de uma redução no

valor recuperável no final de cada período de relatório. As perdas por redução no valor recuperável são reconhecidas se, e somente se,

houver evidência objetiva1 de redução do valor recuperável do ativo financeiro como resultado de um ou mais eventos ocorridos após

seu reconhecimento inicial, com um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados desse ativo.

No caso de investimentos de capital classificados como disponíveis para venda, um declínio significativo ou prolongado no valor justo

do título, abaixo do seu custo, é também evidência de que os ativos estão deteriorados. Se qualquer evidência desse tipo existe para os

ativos financeiros disponíveis para venda, a perda acumulada será retirada do patrimônio e reconhecida na declaração de rendimentos

consolidada. Esta perda acumulada é mensurada como a diferença entre o custo de aquisição e o valor justo atual, menos qualquer

perda por deterioração no valor recuperável, sobre o ativo financeiro previamente reconhecido no resultado. As perdas de valor

recuperável reconhecidas na demonstração dos resultados sobre instrumentos de capital próprio não são revertidas através da

demonstração de resultados consolidada. Se, num período subsequente, o valor justo de um instrumento de dívida classificado como

disponível para venda aumentar e o aumento puder ser objetivamente relacionado a um evento ocorrido depois que a perda no valor

recuperável foi reconhecida no resultado, a perda sobre o valor recuperável é revertida através de uma entrada no resultado.

Para certas categorias de ativos financeiros, tais como contas a receber, os ativos são avaliados coletivamente, mesmo que eles não

apresentem provas de que são registrados pelo valor maior do que recuperável, quando avaliado numa base individual. A evidência

objetiva de uma redução no valor recuperável para uma carteira de crédito de recebíveis pode incluir: a experiência passada da

Empresa na cobrança de pagamentos e o aumento no número de pagamentos em atraso, após o período médio de recebimento, bem

como mudanças observáveis nas nacional ou local condições econômicas relacionadas com o não-pagamento de recebíveis.

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Page 267: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Para os ativos financeiros registrados pelo valor de custo amortizado, o montante da redução no valor recuperável registrado

corresponde a: diferença entre o valor contábil do ativo e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados pela taxa

de juros efetiva original do ativo financeiro.

Para os ativos financeiros registrados ao custo, o valor da perda devida à redução no valor recuperável corresponde à diferença entre o

valor contábil do ativo e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados pela taxa atual de retorno para um ativo

financeiro similar. Essa perda devida a redução do valor recuperável não será revertida em períodos subsequentes.

O valor contábil do ativo financeiro é reduzido diretamente pela perda devida à redução no valor recuperável para todos os ativos

financeiros, com exceção das contas a receber, em que o valor contábil é reduzido pelo uso de uma provisão. Recuperações

subsequentes de valores anteriormente provisionados são creditadas à disposição. Mudanças no valor contábil da provisão são

reconhecidas nos resultados.

Para os ativos financeiros registrados pelo custo amortizado, se num período subsequente o valor da perda da redução nas quedas

valor recuperável e a diminuição puder ser relacionada objetivamente a um evento ocorrido após que a redução ao valor recuperável

foi reconhecida, anteriormente perda reconhecida é revertida por meio do resultado, uma vez que o valor contábil do investimento na

data dessa reversão não exceda o custo amortizado se a redução no valor recuperável não tivesse sido reconhecida.

3.18.3. Não reconhecimento de ativos financeiros

A Empresa deixa de reconhecer um ativo financeiro apenas quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram ou são

transferidos juntamente com os riscos e benefícios de propriedade. Se a Empresa não transferir ou reter substancialmente todos os

riscos e benefícios da propriedade do ativo financeiro, mas continuar a controlar o ativo transferido, a Empresa reconhece a

participação retida e o seu passivo nos valores que terá de pagar. Se retiver substancialmente todos os riscos e benefícios da

propriedade do ativo financeiro transferido, a Empresa continua a reconhecer esse ativo, além de um empréstimo garantido pela

receita recebida.

Na baixa de um ativo financeiro, a diferença entre o valor contábil do ativo e a soma da contraprestação recebida e a receber e o ganho

acumulado ou perda que tenha sido reconhecido o outro em conta resultados abrangentes e acumulados no patrimônio líquido é

reconhecida nos resultados.

3.18.4. Passivos financeiros e instrumentos de capital

Os instrumentos de dívida e de capital emitidos por uma entidade da Eletrobras são classificados como passivos financeiros ou

patrimônio, de acordo com a natureza do acordo contratual e as definições de passivos financeiros e instrumentos de capital. Um

instrumento de patrimônio é um contrato que evidencia uma participação residual nos ativos de uma empresa após a dedução de todos

os seus passivos. Instrumentos de capital emitidos pela Eletrobras são reconhecidos quando os recursos são recebidos, líquidos dos

custos diretos de emissão.

Os passivos financeiros são classificados como passivos financeiros a valor justo através do resultado ou outros passivos financeiros.

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Page 268: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os outros passivos financeiros, que incluem empréstimos e financiamentos, fornecedores e outras contas a pagar são mensurados pelo

valor de custo amortizado utilizando o método de juros efetivos.

O método de juros efetivos é utilizado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e alocar sua despesa de juros no

período. A taxa efetiva de juros é a taxa que desconta exatamente os fluxos de caixa futuros estimados (inclusive honorários e pontos

pagos ou recebidos que constituem parte integrante da taxa de juro efetiva, custos de transação e outros prêmios ou descontos) ao

longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor

contábil líquido.

3.18.5. Baixa de passivos financeiros

A Empresa registra os passivos financeiros somente quando as obrigações da Empresa são extintas e canceladas ou quando vencem. A

diferença entre o valor contábil dos passivos financeiros escritas e a contrapartida paga e a pagar é reconhecida nos resultados.

3.18.6. Contratos de garantia financeira

Um contrato de garantia financeira consiste em contrato que exige que o emitente faça pagamentos especificados, a fim de reembolsar

o detentor por perdas ocorridas devido ao fato de o devedor especificado não efetuar o pagamento na data do vencimento, de acordo

com os prazos iniciais ou alteradas do instrumento de dívida.

As garantias financeiras são inicialmente reconhecidas nas demonstrações financeiras ao valor justo na data de emissão da garantia.

Posteriormente, as obrigações em matéria de garantias são mensuradas pelo maior valor inicial menos as taxas de depreciação

reconhecidas, e a melhor estimativa do valor exigido para liquidar a garantia.

Estas estimativas são definidas com base em experiência com operações similares e no histórico de perdas passadas e no julgamento

da administração da Empresa. Taxas cobradas são reconhecidas com base no método linear ao longo da vida da garantia. Qualquer

aumento de obrigações em relação à garantia são apresentados quando ocorrem nas despesas operacionais (vide Nota 22).

3.18.7. Instrumentos financeiros derivativos

A Empresa possui instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às taxas de juros e riscos cambiais, incluindo

contratos de câmbio a termo, taxa de juros e swaps de divisas. A Nota 43 inclui informações mais detalhadas sobre os instrumentos

financeiros derivativos.

Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo na data do contrato, e posteriormente atualizados ao valor justo no final

do exercício. Quaisquer ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado imediatamente, a menos que o derivativo seja designado e

efetivo como instrumento de hedge; Neste caso, o momento do reconhecimento no resultado depende da natureza da relação de

cobertura (ver Item 3.18.9).

3.18.8. Derivativos embutidos

Os derivados embutidos não derivativos, contratos principais são tratados como um derivado separado quando seus riscos e

características não estão intimamente relacionados com os dos principais contratos e estes não são mensurados ao justo valor através

de resultados.

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Page 269: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.18.9. Contabilização de hedge

A Empresa possui uma política de hedging e instrumentos financeiros derivativos designados como contabilidade de operações de

hedge, que são reconhecidos inicialmente pelo valor justo na data em que o contrato de derivativo é celebrado, sendo também

subsequentemente reavaliados ao valor justo contabilidade de cobertura. Derivativos são apresentados como ativos financeiros quando

o valor justo do instrumento for positivo, e como passivos quando o valor justo for negativo.

No início da relação de hedge, a Empresa documenta a relação entre o instrumento de cobertura e o item coberto, com seus objetivos

na gestão de riscos e sua estratégia para assumir várias operações de hedge. Além disso, ao celebrar o hedge e de forma contínua, os

documentos da empresa, se o instrumento de hedge usado em uma relação de cobertura seja altamente eficaz na compensação de

variações no valor justo ou fluxo de caixa do item coberto atribuível ao risco do hedge.

Para efeitos de contabilidade de hedge, a Empresa utiliza as seguintes classificações:

(a) Hedge pelo valor justo

As mudanças no valor justo dos derivativos são designadas e classificadas como hedges de valor justo, são registradas no rendimento

com quaisquer mudanças no valor justo dos itens cobertos atribuíveis ao risco coberto. As variações no valor justo dos instrumentos

de cobertura e do elemento coberto, atribuíveis ao risco de hedge, são contabilizadas no rendimento.

A contabilidade de hedge é descontinuada prospectivamente quando a Empresa cancelar a relação de cobertura, o instrumento de

cobertura expirar ou vencer, for rescindido ou executado, ou quando esse não mais for classificado como contabilidade de hedge. O

ajuste ao valor justo do item objeto de hedge, proveniente do risco de hedge, é registrado no resultado a partir dessa data.

(b) Hedge de fluxo de caixa

A parcela efetiva das mudanças no valor justo dos derivativos, que são designados e qualificados como hedge de fluxo de caixa, é

reconhecido na outra conta de resultados abrangentes. Os ganhos ou perdas relativos à parte não efetiva são reconhecidos

imediatamente no resultado.

Os valores reconhecidos previamente em outra conta de resultados abrangentes e acumulados no patrimônio são reclassificados para a

renda no exercício em que o item que é objeto de hedge é reconhecido nos resultados.

A contabilidade de cobertura é descontinuada quando a Empresa cancela a relação de cobertura, o instrumento de cobertura expira ou

é vendido, rescindido ou executado, ou não se qualifica mais como contabilização de hedge. Quaisquer ganhos ou perdas reconhecidos

em outros resultados abrangentes e acumulados no patrimônio líquido, a partir dessa data, permanecem no patrimônio líquido e são

reconhecidos quando a transação prevista for finalmente reconhecida no resultado. Quando nada mais for esperado além de que a

transação prevista ocorra, os ganhos ou perdas acumulados e deferidos no patrimônio são reconhecidos imediatamente nos resultados.

A Empresa utiliza instrumentos financeiros derivativos para a sua gestão de riscos financeiros, conforme descrito na Nota 43. A partir

do dia 1º de outubro de 2013, a Empresa adotou procedimentos contábeis para fins de cobertura em conformidade com as disposições

do IAS 39 com o objetivo de reduzir a volatilidade nas demonstrações financeiras geradas pela comercialização de instrumentos

financeiros derivativos e maior transparência das atividades de gestão de risco da Empresa.

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Page 270: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A partir da data em que entra em hedge, a Empresa designa seus hedges de taxas de juros como Hedge de Fluxo de Caixa e,

consequentemente, a variação efetiva do valor justo dos instrumentos de hedge será representada na conta de resultados globais

Outros. Como a dívida protegida é reconhecida nos resultados financeiros, a variação do valor justo representado em Outros resultados

abrangentes do hedge são reconhecidos nos resultados financeiros com base na taxa de juros efetiva. A cada trimestre, a Empresa

realiza testes de efetividade para avaliar se os instrumentos derivativos protegem efetivamente e devem continuar a proteger a dívida

relacionada. Se durante o teste de eficácia, há uma parcela ineficaz, este valor é reconhecido imediatamente no resultado financeiro.

Cada relação de hedge é documentada, para que a dívida protegida seja identificada, o derivado, o objetivo, a estratégia de gestão de

riscos, as condições contratuais são designados para contabilidade de hedge e o método de medição da eficácia prospectiva e

retrospectiva seja indicado.

3.19. Benefícios pós-emprego

3.19.1. Obrigações de aposentadoria

A Empresa e suas controladas patrocinam diversos planos de aposentadoria, que são geralmente financiados por pagamentos a esses

fundos de aposentadoria, determinados por cálculos atuariais periódicos. A Empresa tem planos de benefício definido e planos de

contribuição variável também definidos. Nos planos de contribuição definida, a Empresa faz contribuições fixas para uma entidade

separada. Além disso, ela não tem nenhuma obrigação legal de fazer contribuições, se o fundo não tiver ativos suficientes para pagar

todos os empregados os benefícios relacionados aos serviços prestados nos períodos corrente e anteriores ligados a este tipo de plano.

Um plano de benefício definido é diferente de um plano de contribuição definida, uma vez que, nestes planos de benefícios definidos,

uma quantidade de benefícios de aposentadoria que um empregado receberá em sua aposentadoria é estabelecido, normalmente

dependente de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço e remuneração. Neste tipo de plano, a Empresa tem a obrigação de

honrar o compromisso, se o fundo não tiver ativos suficientes para pagar todos os empregados os benefícios relacionados aos serviços

prestados nos períodos correntes e anteriores relacionados com este tipo de plano.

O passivo reconhecido no Balanço com respeito a planos de benefício definidos é o valor presente da obrigação de benefício definido

na data do balanço, menos o valor justo dos ativos do plano. A obrigação de benefício definido é calculada anualmente por atuários

independentes, utilizando o método de crédito unitário projetado. O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado

descontando as saídas de caixa futuros estimados. As taxas de juros utilizadas neste desconto são consistentes com valores mobiliários

do mercado, que são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos próximos daqueles da respectiva

obrigação do plano de aposentadoria.

Os ganhos e as perdas decorrentes de ajustes com base na experiência atuarial, de mudanças nas premissas atuariais e o rendimento

dos ativos do plano, são debitados ou creditados em outros resultados abrangentes.

Os custos de serviços passados são reconhecidos imediatamente nos resultados no período de ocorrência de uma mudança do plano.

No que diz respeito aos planos de contribuição definida, a Empresa faz o pagamento das contribuições de forma obrigatória, contratual

ou voluntária. A Empresa não possui obrigações de pagamento adicionais quando a contribuição é efetuada. As contribuições são

reconhecidas como despesa de benefícios a empregados, quando devidas. As contribuições feitas antecipadamente são reconhecidas

como um ativo na proporção em que um reembolso em dinheiro ou uma redução nos pagamentos futuros podem estar disponíveis.

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Page 271: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.19.2. Outras obrigações pós-emprego

Algumas controladasda Empresa oferecem benefícios de cuidados de saúde pós-aposentadoria aos seus empregados, além de seguro

de vida para empregados ativos e inativos. O direito a esses benefícios é geralmente condicionada à empregado ficar no trabalho até a

idade da aposentadoria e da conclusão de um tempo mínimo de serviço, ou da rescisão do trabalhador em relação a ser um empregado

ativo.

Os custos esperados desses benefícios são acumulados durante o período de emprego, utilizando a mesma metodologia de

contabilidade que é usada para os planos de aposentadoria de benefício definido. Os ganhos e as perdas decorrentes de ajustes com

base na experiência atuarial, de mudanças nas premissas atuariais, são debitados ou creditados em outros resultados abrangentes, no

período de espera para os restantes dos serviços dos empregados. Estas obrigações são avaliadas anualmente por atuários

independentes, qualificados.

3.19.3 Benefícios de Rescisão

Os benefícios de rescisão são pagos quando o emprego é rescindido pela Eletrobras antes da data normal de aposentadoria, ou sempre

que um empregado aceitar a demissão voluntária em troca desses benefícios. A Eletrobras reconhece os benefícios de rescisão no

período de: (i) quando a Eletrobras não puder retirar a oferta desses benefícios; e (ii) quando a entidade reconhecer os custos de

reestruturação que estão dentro do âmbito da IAS 37 e implicam o pagamento de benefícios de rescisão. No caso de uma oferta feita

para incentivar a demissão voluntária, benefícios de rescisão são medidos com base no número de empregados que, esperamos, irá

aceitar a oferta. Os benefícios que expiram após 12 meses a partir da data do balanço são descontados a valor presente.

3.20. Provisões

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou construtiva) resultante de eventos passados, em que é provável que

uma saída de recursos incorporando benefícios econômicos será necessária para liquidar a obrigação e uma estimativa confiável possa

ser feita do montante da obrigação. O valor reconhecido como provisão é a melhor estimativa das considerações necessárias para

liquidar a obrigação no final de cada período de relatório, levando em consideração os riscos e incertezas relacionados à obrigação.

Quando a provisão é mensurada com base nos fluxos de caixa estimados para liquidar a obrigação, é reconhecida com base no valor

presente desses fluxos de caixa (em que o efeito do valor temporal do dinheiro é relevante).

Quando alguns ou todos os benefícios econômicos, necessários para a liquidação de uma provisão, podem ser recuperados de um

terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma

confiável.

3.20.1. Provisões para desativação de ativo

Conforme previsto na IAS 37 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, é constituída uma provisão ao longo da vida

útil econômica das usinas termonucleares. A finalidade desta disposição é destinar ao seu período de operação os custos a incorrer em

relação à sua desativação técnica e operacional, no final da sua vida útil estimada em 40 anos.

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Page 272: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os valores são cobrados ao resultado do exercício a valor presente com base em taxas anuais fixas em dólares americanos, a razão de

1/40 dos gastos estimados, registrados imediatamente e convertidos pela taxa de câmbio no final de cada período de validade (ver

Nota 31).

3.20.2. Provisão para obrigações legais relacionadas com processos judiciais

As provisões para contingências judiciais são reconhecidas quando é considerado mais provável do que não, que a defesa da Empresa

não será bem-sucedida e o montante a liquidar a obrigação e ser estimado com segurança.

3.20.3. Contratos onerosos

Provisões para obrigações presentes resultantes de contratos para consideração variável são reconhecidas quando os custos inevitáveis

para satisfazer as obrigações do contrato excedem os benefícios econômicos que se espera receber ao longo do mesmo contrato.

3.21. Adiantamento para futuro aumento de capital

Adiantamentos de recursos recebidos do acionista controlador e para aporte de capital serão concedidos em caráter irrevogável. Eles

são classificados como passivo não circulante quando o número de ações a serem emitidas não é conhecido, e eles são inicialmente

reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente atualizados pelo índice estabelecido contratualmente.

3.22. Capital social

Os custos incrementais diretamente atribuíveis à emissão de novas ações são demonstrados no patrimônio líquido como uma dedução

do valor introduzido, líquido de impostos.

Quando a Empresa compra suas próprias ações (ações em tesouraria), o valor pago, incluindo quaisquer custos adicionais diretamente

atribuíveis (líquidos de imposto de renda), são deduzidos do patrimônio líquido dos acionistas da Empresa até que as ações sejam

canceladas ou reemitidas. Quando essas ações são, subsequentemente, reemitidas, qualquer valor recebido, líquido de quaisquer custos

adicionais da transação, diretamente atribuíveis e dos respectivos efeitos do imposto de renda e contribuição social, é incluído no

patrimônio líquido dos acionistas da Empresa.

3.23. Juros sobre patrimônio líquido dos acionistas e dividendos

Os juros sobre o patrimônio líquido dos acionistas são imputados aos dividendos do exercício a ser calculado tendo como limite uma

porcentagem sobre o capital próprio, usando a Taxa de Juros a Longo Prazo - TJLP estabelecida pelo governo brasileiro, conforme

exigido por lei, limitado a 50% do lucro líquido resultado do exercício ou 50% das reservas de lucros, antes de incluir o lucro do

período, o que for maior.

O valor dos dividendos acima do mínimo obrigatório estabelecido pela Lei ou outro instrumento legal, ainda não aprovado na

Assembleia Geral, são apresentados no patrimônio líquido dos acionistas, em conta específica chamada dividendos propostos

adicionais.

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Page 273: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.24. Outros resultados abrangentes

Outros resultados abrangentes incluem itens de receita e despesa que não são reconhecidos na demonstração de resultados. Os

componentes de outros resultados abrangentes incluem:

a) Ganhos e perdas atuariais em planos de previdência de benefício definido;

b) Ganhos e perdas decorrentes da conversão de demonstrações financeiras de operações no exterior;

c) Ajuste de avaliação patrimonial sobre o resultado na reavaliação de ativos financeiros disponíveis para venda; e

d) Ajuste de avaliação patrimonial relativo à parcela efetiva de ganhos ou perdas em instrumentos de hedge no hedge de fluxo de

caixa.

3.25. Reconhecimento de receita

A receita é calculada pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber, deduzida de quaisquer estimativas de devoluções e

outras deduções similares.

3.25.1. Venda de energia e serviços

a) Geração e Distribuição

A receita de distribuição é classificada como: i) Fornecimento (venda) de Energia Elétrica a distribuidores; ii) Fornecimento de

energia elétrica ao consumidor, e; iii) Energia Elétrica no Mercado de Curto Prazo. A receita é mensurada pelo valor justo da

contraprestação recebida ou a receber, líquida de impostos e de quaisquer descontos incidentes sobre a mesma. Receitas provenientes

da venda de energia e serviços são reconhecidas quando for provável que os benefícios econômicos associados às transações fluirão

para a Empresa; o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável; os riscos e benefícios relacionados à venda foram

transferidos para o comprador; os custos incorridos ou a incorrer referentes à transação podem ser mensurados de forma confiável; e a

Empresa não detém mais controle e responsabilidade sobre a energia vendida. Receita de construção ligados com o segmento de

distribuição de energia elétrica e uma parte de geração abrangidos no âmbito da IFRIC 12 também estão incluídos.

A fim de gerar concessões renovadas de acordo com a Lei 12.783/2013, houve uma mudança do sistema de preços para as tarifas, com

revisão tarifária periódica da mesma maneira já aplicada à atividade de transmissão de até então. A taxa é calculada com base nos

custos de operação e manutenção, além da alíquota de 10%, com a receita a ser registrada para a cobertura das despesas de operação e

manutenção com base no custo incorrido.

b) Transmissão

1) As receitas financeiras decorrentes da remuneração do ativo financeiro, até o final do período de concessão, recebidos de forma

proporcional leva em consideração a taxa média de retorno sobre os investimentos.

2) As receitas para a cobertura das despesas de operação e manutenção com base no custo incorrido.

3) As receitas do desenvolvimento da infraestrutura são reconhecidas no resultado em relação à fase de acabamento da obra, de acordo

com as estipulações na IAS 11 e mensurado com base nos valores justos. Os custos de desenvolvimento de infraestrutura são

reconhecidos à medida que são incorridos. A margem de construção adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que:

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Page 274: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(i) A atividade da Empresa é a transmissão de energia elétrica;

(ii) A totalidade dos rendimentos de construção está relacionada com a construção de infraestruturas para a sua atividade, ou seja, a

transmissão de eletricidade

(iii) A Empresa terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas.

3.25.2. Receita de dividendos e juros

O dividendo é reconhecido quando o direito do acionista de receber este dividendo é estabelecido e desde que seja provável que os

benefícios econômicos futuros fluirão para a Empresa e o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável.

A participação na receita de participação é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros fluirão para a

Empresa e o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável. A receita de juros é reconhecida pelo método linear, com base

no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do capital em dívida. A taxa efetiva de juros é aquela que desconta exatamente os

recebimentos de caixas futuros estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse

ativo.

3.26. Arrendamento Mercantil

As Operações de Leasing comercial financeiras são capitalizadas no ativo imobilizado de que a Empresa detém direitos sobre ativos

tangíveis destinados à manutenção de suas atividades, decorrentes de leasing comercial financeiro que transfere ao arrendatário os

benefícios, riscos e controle de ativos. No início da leasing financeira, esses ativos são capitalizados pelo menor valor entre o valor

justo do arrendado e o valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento.

Os arrendamentos financeiros são registrados como se fossem uma compra financiada, contabilizando, no momento da compra, um

ativo imobilizado e um passivo de financiamento (arrendamento). Cada parcela paga do arrendamento é alocada, parcialmente ao

passivo e parcialmente aos encargos financeiros, para que, dessa forma, seja obtida uma taxa constante sobre o saldo da dívida em

aberto. As obrigações correspondentes, líquidas dos encargos financeiros, são incluídas em outros passivos de longo prazo.

Os juros e as outras despesas financeiras são contabilizados nos resultados durante o período do arrendamento, a fim de produzir uma

taxa de juro periódica constante sobre o saldo remanescente do passivo para cada período. O imobilizado adquirido por meio de

leasing financeiro (a) é classificado como Realizável a Longo Prazo, sendo amortizado durante a sua vida útil (Nota 22.4).

3.27. Subvenções governamentais

As subvenções governamentais não são reconhecidos até que haja segurança razoável de que a Empresa irá atender às condições

relacionadas e que os subsídios serão recebidos. Os subsídios do governo são reconhecidos sistematicamente no resultado durante os

períodos em que a Empresa reconhece como gastos os custos associados que o subsídio pretende compensar. Subsídios

governamentais a receber como compensação por despesas já incorridas, com o objetivo de oferecer apoio financeiro imediato à

Empresa, sem custos futuros correspondente, são reconhecidos no resultado do período em que são recebidos e alocados na reserva de

lucros, e não se destinam à distribuição de dividendos.

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Page 275: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3.28. Paradas programadas

Os custos incorridos antes e durante as paradas programadas de usinas e linhas de transmissão são cobrados a receita no período em

que são incorridos.

3.29. Lucro básico e lucro diluído

O lucro básico por ação é calculado pela divisão do lucro atribuível aos acionistas da Empresa pela quantidade média ponderada de

ações em circulação (total de ações menos as ações em tesouraria). O lucro diluído por ação é calculado mediante o ajuste da

quantidade média ponderada de ações em circulação, para presumir a conversão de todas as ações potenciais diluídas, de acordo com a

IAS 33.

3.30. Apresentação de relatórios por segmentos de negócio

Os segmentos operacionais são definidos como componentes de uma empresa: a) que se dedica às atividades comerciais das quais essa

pode obter receitas e incorrer despesas, b) cujos resultados operacionais forem regularmente revistos pelo tomador de decisões

operacionais chefe da empresa- CODM, para tomar decisões a respeito dos recursos a serem alocados aos segmentos e avaliar o seu

desempenho e, c) da qual informações financeira discretas estiverem disponíveis. O tomador de decisões operacionais chefe da

Empresa é o Conselho de Administração. A Empresa determinou que possui os seguintes segmentos operacionais:

(I) Geração, consistindo na geração de eletricidade e sua venda às companhias de distribuição de energia elétrica e aos

consumidores livres, bem como atividades comerciais;

(II) Transmissão, consistindo na transmissão de energia elétrica em nome das concessionárias de energia elétrica;

(III) Distribuição, consistindo na transmissão de energia elétrica em nome das concessionárias de energia elétrica; e

(IV) Gestão, consistindo em quaisquer itens que não podem ser atribuídos aos demais segmentos, especialmente aqueles

ligados à gestão financeira corporativa, empréstimos compulsórios, investimentos de capital e outras despesas.

(V) Eliminações, consistindo em transações intersocietárias eliminadas para fins de consolidação.

As transações entre esses segmentos operacionais são determinadas à medida que forem realizadas, aos preços e condições que forem

definidas pelas partes, que consideram os termos que poderiam ser aplicados no mercado com as partes não relacionadas.

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Page 276: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O segmento de lucro líquido (perda) referente ao período, conforme incluído nos relatórios de gestão interna revisados pelo CODM da

Empresa, é utilizado para medir o desempenho do segmento. O resultado líquido do segmento (perda) do período é determinado

utilizando as mesmas políticas contábeis para os lucros e perdas líquidos consolidados referentes ao exercício.

Os ativos do segmento, conforme incluídos nos relatórios de gestão interna revisados pelo CODM da Empresa, consiste em ativos

imobilizados e ativos intangíveis. Os ativos do segmento são determinados utilizando as mesmas práticas contábeis utilizadas para

determinar o ativo imobilizado consolidado e os ativos intangíveis consolidados.

As informações a respeito dos passivos do segmento não são fornecidas ao CODM e, portanto, não foram divulgadas.

Substancialmente todas as receitas da Empresa são de clientes externos localizados no Brasil, e todo o realizável a longo prazo da

Empresa está fisicamente e substancialmente localizado no Brasil.

Informação sobre as receitas por produtos e serviços de clientes externos é incluída na Nota 37 e Nota 44.

Não há receitas derivadas de um único cliente que representa 10 por cento ou mais da receita consolidada total da Empresa para os

exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014.

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Page 277: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 4 - ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS

Ao aplicar as políticas contábeis, a administração da Empresa deve fazer julgamentos e fazer estimativas sobre os valores contábeis de

receitas, despesas, ativos e passivos, e a divulgação nas notas explicativas até a data das demonstrações financeiras, para as quais são

facilmente obtidas de outras fontes. As estimativas e as respectivas premissas estão baseadas na experiência histórica e em outros

fatores considerados relevantes. As estimativas e as premissas subjacentes são revistas continuamente. Os efeitos das revisões nas

estimativas contábeis são reconhecidos no período em que as estimativas são revistas, se a revisão afetar apenas este período, ou

também em períodos subsequentes se a revisão afetar tanto este período quanto períodos futuros.

Embora essas estimativas e premissas sejam continuamente monitoradas e revisadas pela administração da Empresa e suascontroladas,

a materialização do valor contábil das receitas, despesas, ativos e passivos é inerentemente incerta porque requer o uso de julgamento.

A seguir estão os principais pressupostos das estimativas contábeis consideradas mais críticas pela administração da Empresa e suas

controladasquanto ao futuro e outras fontes importantes de incerteza que podem levar a ajustes significativos nos valores contábeis de

ativos e passivos nos próximos períodos:

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Page 278: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

I. Ativo e passivo fiscal deferido

As estimativas de rendimentos tributáveis (base de análise da realização dos ativos por impostos deferidos líquidos) baseiam-se

nos orçamentos anuais e no plano estratégico, ambos revistos periodicamente e no histórico de rentabilidade. Contudo, as

receitas tributáveis futuras podem ser maiores ou menores do que as estimativas usadas pela Administração para determinar se

há ou não o valor do ativo por impostos deferidos a reconhecer (ver Nota 10).

II. Provisão para redução do valor recuperável de ativos de longa duração

A administração da Empresa considerou hipóteses e dados técnicos para a preparação do teste de impairment para os ativos de

longo prazo, para verificar se o valor contábil do ativo imobilizado e intangível não é superior ao valor futuro recuperável e,

quando for o caso, uma perda por impairment é reconhecida. Pressupostos são usados neste processo, com base na experiência

histórica de gerenciamento do ativo, grupo de ativos ou unidade geradora de caixa, bem como práticas de avaliação comumente

utilizadas no mercado. Tais pressupostos podem eventualmente ser imprecisos, inclusive no que se refere à vida útil estimada.

Atualmente, a vida útil adotada pela Empresa está de acordo com as práticas especificadas pela ANEEL, aplicáveis a ativos

vinculados a concessões públicas de energia elétrica, que podem variar em decorrência da análise periódica da vida útil dos

ativos. Além disso, a vida útil é limitada ao prazo da concessão.

Diversos eventos inerentemente incertos também afetam a determinação das variáveis e premissas utilizadas pela

Administração da Empresa e de suas controladasno cálculo de fluxos de caixa futuros descontados com a finalidade de

reconhecer o valor recuperável de ativos de longo prazo. Esses fatores incluem: manter os níveis de consumo de eletricidade;

taxa de crescimento econômico do país; disponibilidade de recursos hídricos; e outros fatores referentes ao término dos

períodos de concessão para as concessionárias de energia elétrica, particularmente no que se refere ao valor de reversão no final

do período de concessão. Para o valor de reversão no final da concessão, a Empresa presume para geração e transmissão que a

indenização é contratualmente estabelecida, quando aplicável, pelo valor do novo valor de reposição (VNR). Estes são os

valores esperados de indenização no final do período de concessão de geração e transmissão de energia elétrica (ver práticas

contábeis na Nota 3.11.1 e movimentações das provisões no exercício na Nota 20). A variável mais importante foi a taxa de

desconto utilizada nos fluxos de caixa, com definição de percentual específico para o segmento de geração (6,33%). A taxa

utilizada para Angra 3 considera as características específicas do segmento nuclear, bem como certas suposições relativas ao

financiamento, estrutura de capital específica do projeto e beta alavancada, calculada com base nas premissas da ANEEL. A

percentagem utilizada foi 5,44%.

III. Base de determinação de indenização pelo poder concedente sobre concessões

A Lei 12.783/2013, promulgada em 11 de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como base para o cálculo

da indenização pela autoridade concedente de concessão. Para as concessões ainda não prorrogadas, a Empresa adotou o

pressuposto de que os ativos podem ser revertidos no final dos contratos de concessão. Com base nesse pressuposto, para as

concessões já prorrogadas, foram mantidas as contas a receber da autoridade concedente sobre a Rede Básica do Sistema

Existente (RBSE), para investimentos realizados após o projeto base das usinas e transmissão (modernização e melhorias)

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Page 279: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

e para os ativos de geração termal. Estes valores estão sujeitos à autorização da ANEEL conforme relatado na Nota 2.1. A

Empresa adotou o novo valor de reposição (VNR) como forma de cálculo do valor a ser indenizado pela Autoridade de

Outorga da Concessão pela parcela dos ativos de geração e transmissão não totalmente amortizados no final da concessão. Para

os ativos de distribuição, a Base de Ativos Regulatórios (BRR) foi definida para este cálculo.

IV. Vida útil dos bens do imobilizado

A administração da Empresa usa os critérios definidos na Resolução ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009, para a

determinação da vida útil estimada dos ativos permanentes, limitada ao período de concessão, conforme entendido como

representando adequadamente a vida útil (ver Nota 16).

V. Provisão para desmobilização de ativos

A Empresa reconhece uma provisão para obrigações referentes ao desativamento de ativos relacionados às suas usinas

termonucleares. Para determinar o montante da provisão, são feitas premissas e estimativas com relação às taxas de desconto,

ao custo estimado de desativação e remoção de toda a planta do local e ao tempo esperado em que tais custos são incorridos

(ver Nota 31). A estimativa dos custos baseia-se nos requisitos legais e ambientais para as responsabilidades de desativação e

remoção de toda a planta, bem como os preços dos produtos e serviços a serem utilizadas no final da vida útil.

VI. Obrigações atuariais

As obrigações atuariais são determinadas utilizando-se cálculos atuariais elaborados por atuários independentes, com base na

expectativa de vida do participante (tabela AT-2000), idade média de aposentadoria e inflação. No entanto, os resultados

futuros reais dos benefícios poderiam ser diferentes dos resultados atuais e os registrados nos livros (ver Nota 29).

VII. Provisão para riscos trabalhistas, tributários e cíveis

As provisões para questões trabalhistas, tributárias e cíveis, quando aplicável, são reconhecidas quando existem obrigações

(legais ou construtivas) decorrentes de eventos passados, é provável (mais provável que não) que haverá uma saída de recursos

que incorpora benefícios econômicos para liquidar a obrigação, e uma estimativa confiável do montante para liquidar a

obrigação pode ser feita. Essa avaliação é feita a critério da administração, incluindo o aconselhamento de seu consultor

jurídico, considerando a jurisprudência, decisões nos tribunais, o histórico de quaisquer acordos e decisões, a experiência da

administração e do consultor jurídico, bem como outros aspectos relevantes. (ver Nota 30).

VIII. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD

A Empresa estabelece uma provisão para créditos de liquidação duvidosa para recebíveis e empréstimos que a Administração

entende como incerta em termos de recebimento efetivo. A PCLDpara clientes é calculada com base em contas a receber com

mais de 90 dias de atraso para consumidores da classe residencial, 180 dias para clientes da classe comercial e 360 dias para

consumidores industriais, rurais, governamentais e de classe de utilidade pública. Considera ainda uma análise individual dos

recebíveis e do saldo de cada consumidor, com base na experiência da Administração em relação a perdas efetivas, bem como a

existência de garantias reais.

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Page 280: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A PCLD para empréstimos concedidos é estabelecida com base nos valores de contas a receber vencidas. A PCLD é revertida

depois que uma dívida é liquidada ou renegociada.

IX. Avaliação de instrumentos financeiros

Conforme descrito na Nota 43, a Administração da Empresa utiliza técnicas de avaliação que incluem informações que não

estão baseadas em dados de mercado observáveis para estimar o valor justo de determinados tipos de instrumentos financeiros.

A Nota 43 mostra as informações sobre as principais premissas utilizadas para determinar o valor justo dos instrumentos

financeiros, bem como a análise de sensibilidade dessas premissas. A Administração da Empresa e suas controladasconsidera

que as técnicas de avaliação selecionadas e as premissas utilizadas são adequadas para a determinação do valor justo dos

instrumentos financeiros.

X. Contratos onerosos

A Empresa e suas controladasutilizam suposições relativas aos custos e benefícios econômicos de cada contrato para determinar se

existem ou não contratos onerosos. No caso de compromissos de longo prazo para compra e venda de energia, uma das estimativas

críticas para determinação do valor provisionado para venda futura no contrato é o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) histórico

médio aprovado pela Administração da Empresa como uma hipótese de cálculo da provisão para contratos onerosos, unicamente para

fins contábeis, bem como a taxa de desconto utilizada para os fluxos de caixa. Os valores reais do PLD e/ou dos itens considerados

dentro da taxa de desconto poderão ser, ao longo dos anos, superiores ou inferiores aos correspondentes aos pressupostos utilizados

pela Empresa. Adicionalmente, a Empresa também pode ter contratos onerosos em concessões onde o custo esperado de corrente para

operações e manutenção não é totalmente cobertos pela receita (ver Nota 33).

XI. Riscos relacionados ao cumprimento (“compliance”) de leis e regulamentos

a) Lava Jato

Em resposta a investigações no âmbito da “Operação Lava Jato”, sobre irregularidades envolvendo funcionários, empreiteiros e

fornecedores da Eletrobras e de sociedades de propósito específico (SPE) nas quais a Eletrobras detém participações acionárias

minoritárias, em 2015, o Conselho de Administração da empresa (CAE) decidiu por iniciar um procedimento investigativo, em face

do risco de tais irregularidades apontadas poderem afetar alguns dos principais investimentos da Eletrobras.

Para conduzir a investigação, foi contratado escritório de advocacia norte-americano Hogan Lovells US LLP, com notória

especialização em ações investigativas e instaurada a Comissão Independente de Gestão da Investigação (CIGI), composta de

especialistas notórios e independentes contratados para exercerem a supervisão do processo de investigação.

O procedimento investigatório seguiu os princípios adotados pela Securities and Exchange Commission (SEC) e Department of

Justice (DOJ) para procedimentos desta natureza, em vista de que, após 2008, quando a Eletrobras passou a ser listada na Bolsa de

Valores de Nova York por meio de ADR’s – American Deposit Receipts,, tornou-se sujeita às leis norte-americanas que regulam o

mercado de capitais, em especial, a toda a regulamentação fixada pelo U.S. Securities and Exchange Act. Dentre essas leis encontra-se

a Foreign Corrupt Practices Act (FCPA), que, em síntese, criminaliza os atos de corrupção, tais como o pagamento a funcionários de

governos estrangeiros, partidos políticos, candidatos a cargos políticos estrangeiros em troca de vantagens comerciais ou econômicas.

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Page 281: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Neste contexto, o escopo da investigação interna independente compreende a avaliação de eventual existência de irregularidades,

incluindo violações ao FCPA, à legislação brasileira, ao Código de Ética e políticas de integridade da Eletrobras.

No decorrer de 2015 e 2016, no âmbito da operação Lava Jato, as operações Radioatividade e Pripyat resultaram em mandados de

prisão contra ex-executivos da Eletronuclear, bem como contra outras partes. A Eletrobras vem cooperando com as autoridades no

compartilhamento de informações levantadas pela investigação independente, participando, inclusive, como assistente de acusação

contra os réus nestes processos criminais.

Visando facilitar e garantir o andamento das investigações, a administração da Companhia vem adotando as medidas de governança

requeridas e/ou recomendadas pelo Hogan Lovells e pela Comissão Independente. Desde o início da investigação, a Eletrobras

substituiu todo o seu Conselho de Administração, contratou um novo CEO e vem reforçando sua estrutura de compliance. Em meados

de 2016, foi criada a Diretoria de Conformidade, responsável pela coordenação do programa de compliance e pelo gerenciamento de

riscos na Companhia e nas suas subsidiárias.

No mesmo sentido, a Eletrobras revisou contratos específicos nos quais as investigações identificaram possíveis irregularidades, tendo

sido os mesmos suspensos quando encontradas quaisquer irregularidades.

Em relação aos empregados e diretores envolvidos nas situações identificadas pela investigação, a Eletrobras já tomou medidas

punitivas na esfera administrativa, incluindo a suspensão e o desligamento do contrato de trabalho. Atualmente, estão sendo estudadas

as possibilidades jurídicas de responsabilização de tais funcionários, na esfera cível, já estando a Eletrobras em negociação com a

AdvocaciaGeral daUnião quanto à propositura de eventuais ações de improbidade.

Em outubro de 2016, a investigação independente completou a etapa que tinha como objetivo identificar atos ilícitos que pudessem

causar eventuais distorções significativas nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia. Nesta etapa, foram descoberto

superfaturamentos relacionados a licitações fraudulentas oriundas da prática de cartel e propinas que teriam sido pagas por certos

empreiteiros e fornecedores contratados, desde 2008, por, subsidiárias e algumas das SPE não controladas pela Companhia.

1) Resumo das conclusões da Investigação Independente

Os relatórios finais da Investigação Independente incluem algumas conclusões com seus impactos qualitativos e quantitativos

nas demonstrações financeiras (divulgações e/ou contabilidade) estimadas em alguns, mas não todos, projetos de geração de

energia incluídos no escopo da investigação. Os relatórios da Investigação Independente reportam determinados

superfaturamentos relacionados à propina e licitações fraudulentas (uma forma de fraude em que um contrato comercial é

prometido a uma única parte, embora muitas outras partes também apresentem proposta na licitação. Esta prática é ilegal na

maioria dos países) consideradas como ser de natureza ilícita em alguns contratos, desde 2008, com algumas empreiteiras e

fornecedores dos projetos afetados. A gama de suborno estimada impacta entre 1% e 6% do preço do contrato e outros valores

fixos, e o impacto nas licitações fraudulentas estimado é de 10% dos pagamentos relacionados com um contrato específico

(R$ 16 milhões). Os impactos da Investigação Independente sobre as demonstrações financeiras são apresentados abaixo no

item “Impactos sobre as Demonstrações Financeiras Consolidadas” e estão a seguir demonstrados.

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Page 282: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Investigação Independente incluiu descobertas relacionadas a licitações fraudulentas e propinas que teriam sido pagas por

certos empreiteiros e fornecedores contratados por controladasda Empresa, bem como certos empreiteiros e fornecedores de

algumas das SPEs não controladaspela Empresa.

A Investigação Independente incluiu resultados relacionados a propinas que teriam sido recebidas por determinados ex-

funcionários ou funcionários de controladase SPEs não controladaspela Empresa.

A Investigação Independente descobriu propinas utilizadas para financiar pagamentos indevidos a partidos políticos,

funcionários eleitos ou outros funcionários públicos, funcionários de empreiteiros, ex-funcionários de controladas e SPEs da

Eletrobras e outros indivíduos envolvidos em licitações fraudulentas. A maior parte dos pagamentos supostamente indevidos

foi feita pelos empreiteiros e fornecedores e por intermediários que agiam em nome desses empreiteiros e fornecedores.

Adicionalmente, os relatórios finais da Investigação Independente incluíram descobertas diferentes relacionadas com o possível

superfaturamento em alguns projetos de geração de energia que estão incluídos no âmbito dessa investigação. Como a

Investigação Independente não concluiu que tal possível superfaturamento foi causado por atividades ilícitas, a administração

da Empresa não acredita que este possível superfaturamento possa impactar suas demonstrações financeiras consolidadas.

2) Impactos nas demonstrações financeiras consolidadas

Para determinar os ajustes ou divulgações nas demonstrações financeiras consolidadas da Empresa decorrentes da investigação,

a administração levou em consideração as conclusões alcançadas e as descobertas identificadas em cada um dos relatórios

finais de investigação que foram aprovados pela Comissão Independente, pelo Conselho de Administração, pelo Conselho

Fiscal e pela Diretoria Executiva, sendo esses os órgãos responsáveis pela governança da Empresa.

A Empresa concluiu que, de acordo com o International Accounting Standard - IAS 16 - Ativos, Usina e Equipamento

(Property, Plant e Equipment), os montantes atribuídos ao superfaturamento devido a subornos e/ou às licitações fraudulentas,

consideradas de natureza ilícita, não deveriam ter sido considerados como parte do custo de seus ativos, usina e equipamento -

imobilizado ou no imobilizado de suas SPEs não controladaspela Empresa. Esses montantes capitalizados como parte do preço

do contrato não são custos atribuíveis ao transporte do ativo para o seu local, nem à condição necessária para que tal ativo

possa operar de acordo com a forma pretendida pela administração.

Entretanto, a Empresa foi incapaz de determinar cada período anterior a 2014 nos quais as alterações devem ser registradas em

suas demonstrações financeiras, pelos seguintes motivos:

As informações disponibilizadas à Empresa pela Investigação Independente, ou de outra forma disponíveis para a

Empresa, identificavam os empreiteiros e fornecedores envolvidos no esquema de superfaturamento e um período em

que este esteve em vigor, e indicavam alguns contratos afetados, mas não especificavam pagamentos contratuais

individuais que incluem superfaturamento ou os períodos reportados em que os superfaturamentos possam ter ocorrido

(os relatórios e conclusões da investigação determinaram que não havia base razoável para estabelecer ou estimar os

períodos específicos e os montantes de superfaturamento ocorridos);

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Page 283: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Como a maior parte desses alegados superfaturamentos foi feita por empreiteiros e fornecedores externos, não

podemos identificar os valores e períodos exatos que a Empresa pode ter realizado pagamentos em excesso. A

informação para determinar o valor que a Empresa potencialmente foi cobrada a mais por esses empreiteiros e

fornecedores não estava contida nos registros contábeis da Empresa ou em seus sistemas de controle interno. Além

disso, a informação utilizada nesta investigação foi limitada à informação interna da Empresa e de suas controladase

SPEs não controladaspela Empresa e não permitem a determinação dos valores de tais pagamentos em excesso que

foram realizados antes de 2014 e uma base definindo cada um dos períodos;

Como os supostos pagamentos indevidos eram de natureza ilícita, mesmo que os depoimentos disponíveis para a

equipe de investigação tenham revelado algumas informações que permitiram a estimativa total a ser feita, eles não

forneceram informações suficientes para determinar se esses pagamentos em excesso foram realizados em períodos

anteriores a 2014 e não se esperava que os registros específicos destas atividades estivessem disponíveis; e

A Investigação em curso por parte das autoridades brasileiras é focada em determinar o envolvimento dos indivíduos

sob investigação com atos ilegais, e não na obtenção de informação quantitativa sobre cada um dos períodos

anteriores. Além disso, a legislação brasileira não permite o acesso irrestrito aos registros internos e documentos de

fornecedores em processos civis e, portanto, não esperávamos obter informações com respeito a períodos anteriores.

Como discutido anteriormente, não existia informação suficiente para permitir que a Empresa determine o período específico

durante o qual a Empresa efetuou pagamentos específicos em excesso, assim, a Empresa concluiu que, depois de esgotar todos

os esforços razoáveis, era impraticável determinar os efeitos específicos de um período anterior à 2014 dos pagamentos

indevidos em suas demonstrações financeiras consolidadas, em conformidade, o ajuste para os pagamentos em excesso de

forma incorreta capitalizados foi reconhecido em 2014. A Empresa entende que essa abordagem era a mais apropriada de

acordo com as exigências do IRFS para a correção de um erro.

A Empresa também não recuperou e não foi capaz de estimar quaisquer valores recuperáveis potencialmente pagos

indevidamente nesse período. Quaisquer valores recuperados em última análise seriam reconhecidos como receita quando

recebidos ou quando sua realização for praticamente certa.

Assim, conforme permitido pela IAS 8 - Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativas e Erros (Accounting Policies, Changes

in Accounting Estimates e Errors), a Empresa registrou como despesa em suas demonstrações financeiras consolidadas de 2014

os valores cumulativos estimados de pagamentos ilegais realizados em todos os períodos anteriores a 2015.

Para os valores de pagamentos ilegais identificados pela Empresa, que se relacionam aos contratos/aditamentos celebrados após

31 de dezembro de 2014, foi feito seu lançamento como despesa nas demonstrações financeiras de 2015 da Empresa.

A Empresa não identificou quaisquer valores após 31 de dezembro de 2015 que possam ter sido afetados pelo esquema de

superfaturamento.

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Page 284: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Portanto, em 2014, a Empresa registrou o total de R$ 195,1 milhões de custos capitalizados representando valores estimados

que as controladas da Eletrobras pagaram indevidamente para a aquisição de ativos, usina e equipamentos desde 2008, e,

consequentemente, um valor de R$ 132,4 milhões relacionados a perdas reconhecidas em 2014 por essas controladas da

Eletrobras foi revertido. Da mesma maneira, a Empresa reconheceu uma perda de R$ 91,5 milhões em seus resultados de

investimentos pelo método de equivalência relacionados a certas investidas (SPEs não controladas pela Empresa). Os valores

incluíram os resultados dos relatórios finais da investigação independente do Hogan Lovells e os custos de empréstimo

correspondentes e outros encargos capitalizados.

Adicionalmente, com base nos relatórios finais da Investigação Independente relacionados a questões financeiras e contábeis, a

Empresa registrou em 2015 R$ 16 milhões relativos a contratos/aditamentos celebrados após 31 de dezembro de 2014 e,

consequentemente, um valor de R$ 11,5 milhões relacionados a perdas anteriormente reconhecidas por essas controladas da

Eletrobras foi revertido.

O resumo desses ajustes cumulativos aos balanços consolidados e demonstrações dos lucros ou prejuízos acumulados de 2015

e 2014 é o seguinte:

Achados da Investigação Dez 2015 Dez 2014

Angra 3 (11.514 ) (129.799 )

Mauá 3 (4.482 ) (62.684 )

Simplício - (2.644 )

(15.996 ) (195.127 )

Balanços Dez 2015 Dez 2014

Ativos Imobilizados

Custos (15.996 ) (195.127 )

Impairment 11.514 132.443

Investimentos pelo Método de Equivalência - (91.464 )

(4.482 ) (154.147 )

Demonstrações de lucros e prejuízos Dez 2015 Dez 2014

Achados da Investigação......... (15.996 ) (195.127 )

Encargos de impairment (Encargos operacionais) 11.514 132.443

Resultados de investimentos pelo método de equivalência - (91.464 )

(4.482 ) (154.147 )

A Eletrobras vem implementando diversas ações de governança e remediação, adotando medidas necessárias para investigar as

alegações relativas à Operação Lava Jato, além de avaliar as possibilidades de ressarcimento face aos danos sofridos em razão de

condutas ilícitas.

Contudo, ainda que tenha havido a conclusão da etapa da investigação independente com vistas ao reconhecimento contábil de atos

ilícitos, procedimentos adicionais relacionados ao processo investigatório ainda estão em andamento, especialmente para atendimento

aos requisitos das comissões de Enforcement da SEC e DOJ .

De acordo com o atual conhecimento da Eletrobras, não se espera que esses procedimentos tragam informações relevantes adicionais

relevantes que possam gerar impactos significativos nas suas demonstrações financeiras. Contudo, as investigações da “Operação

Lava Jato” ainda não foram conluídase o Ministério Público Federal poderá levar tempo considerável para concluir todos os seus

procedimentos de apuração dos fatos. Dessa forma, novas informações relevantes podem ser reveladas no futuro, o que poderá levar a

Eletrobras a reconhecer ajustes adicionais nas suas demonstrações financeiras.

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Page 285: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em janeiro de 2017, o Conselho de Administração da Eletrobras aprovou as tratativas para a contratação de escritório de advocacia

americana para a condução da nova etapa do processo de investigação. Na mesma reunião, o Conselho de Administração autorizou a

assinatura dos instrumentos jurídicos com as autoridades americanas (“Tolling Agreement” e “Statute of Limitation The Second

Consecutive”), estendendo o prazo prescricional para a ação de investigação. A assinatura desses documentos demonstra a

cooperação e a boa-fé da Eletrobras com relação às autoridades estadunidenses, tratando com clareza e transparência todas as

questões corporativas envolvidas.

Para prosseguirmos com os Procedimentos Adicionais discutidos com os reguladores norte-americanos e brasileiros, a Eletrobras está

realizando um concurso para contratar um escritório de advocacia americano.

No entanto, devido aos procedimentos de licitação a que a Eletrobras está sujeita como membro da Administração Federal Indireta, a

contratação da empresa americana que conduzirá os Procedimentos Adicionais ainda não está completa.

Para garantir a continuidade dos Procedimentos Adicionais durante o processo de licitação, a Eletrobras prorrogou até julho de 2017

seu contrato anterior com a Hogan Lovells.

Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande grupo brasileiro de

construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta dos

políticos a que se referiam esses acordos. Essas investigações se referem exclusivamente aos indivíduos sobre os quais o Supremo

Tribunal Federal tem jurisdição exclusiva. Além disso, outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão

sujeitos à jurisdição dos tribunais inferiores.

Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual temos participação

minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas.

A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a monitorar os acordos de delação premiada tornados

públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa e o desenvolvimento da investigação da Lava Jato. Caso as

alegações relacionadas ao projeto Santo Antônio se revelem verdadeiras, nossa administração acredita que não haverá um impacto

relevante em nossas demonstrações financeiras consolidadas, uma vez que reconhecemos encargos por impairment de acordo com a

IAS 36 - Impairmentde Ativos, num montante suficiente para cobrir os valores alegados.

c) Processos judiciais envolvendo a Empresa - Ação Coletiva

Em 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, foram instauradas duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram

protocoladas contra a Eletrobras e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos do Distrito Sul de Nova

Iorque (SDNY) (ver Nota 30 e Nota 47.10).

F-75

Page 286: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 5 - CAIXA, EQUIVALENTES DE CAIXA E CAIXAS RESTRITOS

31/12/2016 31/12/2015

I - Aplicações de liquidez imediata:

Caixa e bancos 295.549 656.505

Aplicações financeiras 384.119 737.468

679.668 1.393.973

II - Caixas vinculados:

Recursos de CCC 393.520 346.874

Comercialização - Itaipu 256.192 47.082

Comercialização - PROINFA 998.380 232.785

Recursos da RGR 33.254 20.692

1.681.346 647.433

2.361.014 2.041.406

Os recursos financeiros são detidos junto ao Banco do Brasil S.A., nos termos da legislação específica para Empresas de Economia

Mista sob controle do Governo Federal, conforme Decreto-Lei 1.290, de 3 de dezembro de 1973, com as alterações decorrentes da

Resolução nº 4.034, de 30 de novembro de 2011, do Banco Central do Brasil, que estabelece novos mecanismos de alocação das

empresas que compõem a Administração Federal Indireta.

Aplicações financeiras para liquidez imediata estão incluídas em fundos de investimento financeiro extra-comercial, que são

direcionados para obter retornos com base na taxa média de referência do Sistema Especial de Liquidação e Custódia - SELIC.

Os saldos considerados como equivalentes de caixa são investimentos de curto prazo de alta liquidez que podem ser prontamente

convertidos para um montante de caixa conhecido, sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor e mantidos com a finalidade

de cumprir compromissos de caixa de curto prazo, incluindo gestão de caixa geral na Empresa.

Caixa Restrito - São recursos coletados pelos respectivos fundos que são utilizados exclusivamente para manter as disposições

reguladoras que regem os fundos e não estão disponíveis para a Empresa. A variação desse saldo deve-se principalmente à negociação

de energia elétrica do Proinfa. Para mais informações, ver Nota 7 (a).

NOTA 6 - TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS

Através da Resolução nº 3.284, de 25 de maio de 2005, do Banco Central do Brasil, estabeleceu-se que qualquer investimento de

recursos resultante de receitas de empresas públicas ou de economia mista da Administração Federal Indireta só pode ser efetuado em

fundos de investimento extra-mercado administrados pela Caixa Econômica Federal e pelo Banco do Brasil S.A., de forma que a

Empresa e suas controladas invistam seus recursos em fundos extra-mercado apoiados principalmente por títulos públicos de longo

prazo, cuja utilização considera tanto o programa de investimentos corporativos de curto prazo como a manutenção da posição

operacional de caixa da Empresa.

Em relação às partes beneficiárias, o ajuste é feito a valor presente. Os certificados de investimento resultantes de incentivos fiscais

para o Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR) e o Fundo de Investimentos da Amazônia (FINAM) são ajustados para provisões

de perdas e, como tal, são apresentados em valores líquidos.

O detalhamento dos títulos comercializáveis é o seguinte:

F-76

Page 287: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CIRCULANTE

Valores Mobiliários

Agente Financeiro e de Custódia Expiração Índice 31/12/2016 31/12/2015

LFT Banco do Brasil Mais de 90 dias SELIC 292.043 195.368

LTN Banco do Brasil Mais de 90 dias Pré-fixado 4.963.575 4.691.729

LTN CEF Mais de 90 dias Pré-fixado 39.513 214.210

NTN-B Banco do Brasil Mais de 90 dias IPCA 18.803 467.735

NTN-B CEF Mais de 90 dias IPCA 14.325 - NTN-F Banco do Brasil Mais de 90 dias Pré-fixado 95.914 191.693

Opções comprometidas CEF - - 58.356 1.082.039

Opções comprometidas Banco do Brasil - - 2.298 - OUTRO - - - 13.151 - TOTAL CIRCULANTE 5.497.978 6.842.774

NÃO CIRCULANTE

Valores Mobiliários

Agente Financeiro e de Custódia Expiração Índice 31-12-2016 31-12-2015

NTN-B Banco do Brasil Mais de 90 dias IPCA 434 405

FINOR/FINAM - - - 876 916

AÇOES BENEFICIÁRIAS - - - 244.420 190.847

OUTRO - - - 1.505 2.822

NÃO CIRCULANTE TOTAL 247.235 194.990

6.1 - PARTES BENEFICIÁRIAS - Títulos adquiridos como resultado da reestruturação do investimento da Empresa na subsidiária

INVESTCO S.A. Esses ativos garantem retornos anuais iguais a 10% dos lucros das referidas empresas, pagos em conjunto com

dividendos, e serão resgatados no vencimento em outubro de 2032, por meio da conversão em ações preferenciais do capital social

dessas empresas, conforme demonstrado a seguir:

31/12/2016 31/12/2015

Lajeado Energia 451.375 451.375

Paulista Lajeado 49.975 49.975

Ceb Lajeado 151.225 151.225

Valor Consignado 652.575 652.575

Ajuste do Valor Atual (408.155 ) (461.728 )

Valor Presente 244.420 190.847

F-77

Page 288: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 7 - CLIENTES 31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE Maturação

Vencimento em 90 dias ou

menos

Mais de

90 dias

Créditos Renegociados

(b) Total Total

AES ELETROPAULO 30.574 - 2 - 30.576 18.072

AES SUL 28.326 - - - 28.326 24.294

AMPLA 24.686 131 - - 24.817 26.661

CEA 10.052 19.204 4.555 267.217 301.028 244.567

CEB 4.694 520 2 - 5.216 5.820

CEEE 27.147 - - - 27.147 29.908

CELESC 44.187 - - - 44.187 44.085

CELPA 43.127 1.297 7.812 11.568 63.804 66.292

CELPE 20.347 - 56 - 20.403 22.568

CEMAR 22.836 1 - - 22.837 23.803

CEMIG 34.691 - - - 34.691 37.797

CESP 1.656 - - - 1.656 6.428

COELBA 32.561 - 58 - 32.619 36.067

COELCE 30.834 - - - 30.834 30.935

COPEL 79.278 - - - 79.278 67.248

CPFL 18.206 - 165 - 18.371 14.247

EBE 9.614 - - - 9.614 7.968

ELEKTRO 41.123 - - - 41.123 42.180

ENERGISA 30.919 2.609 76.517 - 110.045 87.498

ENERSUL 11.416 - - - 11.416 16.368

ESCELSA 18.783 - 60 - 18.843 17.517

LIGHT 51.949 - 123 - 52.072 55.978

PIRATININGA 2.451 - 54 - 2.505 3.269

RGE 27.626 7 - - 27.633 27.096

Renovação do crédito (b) - - - 23.601 23.601 22.840

CCEE Trading 147.128 120.601 232.006 - 499.735 439.478

Uso da Rede de Eletricidade 229.646 2.177 31.983 - 263.806 251.341

PROINFA (a) 281.658 14.954 58.418 - 355.030 379.214

Consumidor Residencial 378.900 318.257 131.411 155.983 984.551 814.377

Consumidor Industrial 181.646 43.538 254.142 108.357 587.683 638.646

Consumidor Rural 23.050 20.656 13.961 12.773 70.440 104.625

Comércio, serviços e outras

atividades 202.576 85.632 68.572 78.504 435.284 414.529

Governo 113.149 87.934 146.741 102.681 450.505 495.686

Outro 932.202 37.949 150.150 34.150 1.154.451 909.544

(-) ADA (c) (79.422 ) (76.501 ) (874.341 ) (431.585 ) (1.461.849 ) (1.289.445 )

3.057.616 678.966 302.447 363.249 4.402.278 4.137.501

F-78

Page 289: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

NÃO CIRCULANTE Maturação

Vencimento em 90 dias ou

menos

Mais de

90 dias

Créditos Renegociados

(b) Total Total

CEB - - 14.111 - 14.111 14.111

CELPA 368 - - - 368 19.317

Comércio na CCEE - - 293.560 - 293.560 293.560

Uso da Rede de Eletricidade - - 6.276 - 6.276 6.276

PROINFA (a) - - - 76.441 76.441 125.383

Renovação do crédito (b) - - - 568.635 568.635 489.556

Governo - - - 582.501 582.501 290.965

Consumidor Residencial - - - 79.251 79.251 50.220

Consumidor Industrial - - - 48.039 48.039 49.584

Consumidor Rural - - - 5.921 5.921 65.673

Comércio, serviços e outras

atividades - - - 88.649 88.649 175.812

Outro - - - 749.090 749.090 683.203

(-) ADA (c) - - (313.947 ) (119.870 ) (433.817 ) (430.203 )

368 - - 2.078.657 2.079.025 1.833.457

TOTAL 3.057.984 678.966 302.447 2.441.906 6.481.303 5.970.958

F-79

Page 290: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(a) Comércio de Eletricidade - PROINFA

As transações de comércio de energia elétrica no âmbito do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Eletricidade

(PROINFA) geraram um saldo líquido positivo de R$ 693.094 no exercício fiscal de 2016 (saldo líquido negativo de R$ 355.526 em

31 de dezembro de 2015), que não afetou o lucro e o prejuízo líquido do exercício da Empresa, uma vez que este montante está

incluído em Obrigações de Reembolso. No saldo dos consumidores de varejo, o valor de R$ 431.471 do PROINFA é registrado para a

controladora (R$ 504.597 em 31 de dezembro de 2015).

(b) Créditos Renegociados

Estes representam os montantes resultantes da consolidação de dívidas de contas de fornecedores de energia vencidos de

consumidores inadimplentes e com vencimento futuro, cobrados em contas de energia.

Os créditos renegociados referem-se a um contrato de cessão de crédito entre a União e as controladas Furnas e Eletrosul, de acordo

com o Programa de Correção Financeira do Setor Público (Lei nº 8.727, de 5 de novembro de 1993). O Governo Federal assumiu,

refinanciou e reprogramou a dívida em 240 contas que tinham caído desde abril de 1994. Se o saldo não for pago no final de um

período de 20 anos, já que o governo federal só entrega os recursos recebidos dos estados, que por sua vez são restri tos por lei em

níveis de comprometimento das receitas, a parcela será prorrogada por mais 120 meses. Isto representa R$ 592,236 em 31 de

dezembro de 2016 (R$ 512,396 em 31 de dezembro de 2015).

(c) Provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD)

As controladas estabelecem e mantêm provisões para créditos de liquidação duvidosa, com base na análise dos valores incluídos em

contas a receber vencidas e histórico de perdas cujo valor total é considerado pela Administração como suficiente para cobrir

eventuais perdas na realização desses ativos.

O saldo da ADA é o seguinte:

31/12/2016 31/12/2015

Consumidores 569.269 609.403

Varejistas 765.620 591.171

CEA 267.217 225.514

CCEE - Energia a curto prazo 293.560 293.560

1.895.666 1.719.648

A controlada Furnas tem uma provisão estabelecida em 2007 no montante de R$ 293.560. Esta provisão representa valores históricos

referentes ao comércio de energia no extinto Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) para o período de setembro de 2000 a

setembro de 2002, cuja liquidação está suspensa por limitações concedidas em ações movidas por concessionárias de distribuição de

energia elétrica contra a ANEEL e o MAE (atual CCEE).

F-80

Page 291: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As alterações na ADA para as contas de eletricidade dos clientes na demonstração consolidada são as seguintes:

Saldo em 31 de dezembro de 2013 1.916.808

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 559.141

(-) Reversão (475.221 )

(-) Baixado (340.965 )

Saldo em 31 de dezembro de 2014 1.659.763

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 832.632

(-) Reversão (286.629 )

(-) Baixado (486.118 )

Saldo em 31 de dezembro de 2015 1.719.648

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 948.248

(-) Reversão (337.719 )

(-) Baixado (434.511 )

Saldo em 31 de dezembro de 2016 1.895.666

A constituição e reversão da ADA foram reconhecidas nos lucros e prejuízos no período como Despesas Operacionais/Reversões

Líquidas (Nota 41). Os valores reconhecidos como ADA e os valores a receber correspondentes são baixados quando não há mais

expectativa de recuperação dos valores.

F-81

Page 292: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 8 - FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

31/12/2016

ATUAIS PRINCIPAL

CIRCULANTE NÃO

Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE

ITAIPU 7,13 - 1.693.328 9.086.250

CEMIG 5,19 359 19.537 48.147

COPEL 5,03 255 14.187 36.398

CEEE 5,00 140 4.465 19.763

AES ELETROPAULO 5,00 339.278 10.561 - ENERGISA - MT 9,62 2.255 94.468 168.000

ENERGISA - MT 11,31 879 30.047 59.486

ENERGISA - MS 5,22 161 11.341 18.510

CELPA 5,00 70.777 291.809 266.757

CEMAR 1,74 843 53.531 163.303

CESP 5,09 92 5.569 9.904

COELCE 5,00 191 9.860 28.337

COSERN 5,00 13 1.874 769

COELBA 5,00 423 22.788 61.749

ESCELSA 5,00 147 10.833 18.626

GLOBAL 5,00 106.275 44.100 - CELESC DISTRIB. 5,00 327 27.435 30.973

OUTRO 83.340 332.788 141.334

(-) ADA (184.080 ) (74.258 ) - 421.675 2.604.263 10.158.306

F-82

Page 293: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2015

ATUAIS PRINCIPAL

CIRCULANTE NÃO

Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE

ITAIPU 7,11 - 1.894.766 12.907.368

CEMIG 5,09 973 54.104 134.907

COPEL 6,39 471 35.102 50.744

CEEE 5,00 199 9.320 23.884

AES ELETROPAULO 10,00 338.017 10.561 - CELPE 5,00 69 8.395 5.199

CELG 8,12 1.249 188.502 51.048

ENERGISA - MT 9,19 2.549 52.942 255.206

ENERGISA - MT 10,58 998 20.031 87.231

ENERGISA - MS 5,21 222 12.426 28.968

CELPA 5,00 70.479 248.059 274.415

CEMAR 2,12 1.080 69.842 205.017

CESP 5,09 123 5.569 15.056

COELCE 5,00 237 10.769 36.678

COSERN 5,00 23 2.161 2.499

COELBA 5,00 533 23.833 82.762

ESCELSA 5,00 206 12.593 28.609

GLOBAL 5,00 94.327 44.100 - CELESC DISTRIB. 5,00 593 36.529 56.696

OUTRO 70.852 105.470 154.108

(-) ADA (163.607 ) (77.440 ) - 419.593 2.767.633 14.400.394

Financiamento e empréstimos concedidos são feitos com recursos próprios da Empresa, além de recursos setoriais e recursos externos

arrecadados por agências de desenvolvimento internacional, instituições financeiras e fundos recebidos de emissão de títulos no

mercado financeiro internacional.

Do total de empréstimos concedidos pela Eletrobras, em 31 de dezembro de 2016, R$ 4.908.816 (R$ 4.582.081 em 31 de dezembro de

2015) referem-se a transferências do fundo do setor RGR, incluídas em Financiamento e Empréstimos.

Todos os financiamentos e empréstimos concedidos são apoiados por contratos formais assinados com os mutuários. O recebimento

desses valores, em sua maior parte, é estabelecido em parcelas mensais, pagáveis em média de 10 anos, com taxa de juros média de

9,82% ao ano, ponderada pelo saldo da carteira.

Os financiamentos e empréstimos concedidos pela controladora, com cláusula de reajuste cambial, representam quase 32% do total da

carteira (42% em 31 de dezembro de 2015). Aqueles que incluem o ajuste baseado em índices que representam os preços domésticos

no Brasil correspondem a 68% da carteira (58% em 31 de dezembro de 2015).

Os valores de mercado desses ativos estão próximos de seus valores contábeis, uma vez que são operações setoriais específicas

formadas em parte por meio de recursos provenientes de Fundos Setoriais e que não possuem condições similares como parâmetro

para avaliação de valor de mercado.

F-83

Page 294: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A redução no saldo de recebíveis de crédito durante o exercício é decorrente principalmente da variação cambial apurada sobre

empréstimos concedidos a Itaipu, decorrente da desvalorização do dólar frente ao real desde o final de 2015 até o final de 2016. O

dólar caiu quase 18% neste período.

As parcelas de longo prazo dos financiamentos e empréstimos concedidos, com base em fluxos de caixa contratualmente estipulados,

maduros em parcelas variáveis, como mostrado abaixo:

2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022 Total

2.136.483 2.185.507 2.192.415 2.295.718 1.059.144 289.039 10.158.306

Mais informações sobre os detalhes desses saldos estão na Nota 45 sobre Partes Relacionadas.

8.1 - AES Eletropaulo/CTEEP - Ação Cautelar

A Empresa possui recebíveis devidos pela Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A., relativos a processos judiciais em curso entre a

AES Eletropaulo e a CTEEP.

Em 18 de setembro de 2015, foi proferida decisão parcial no processo movido contra a Eletropaulo, informando que a Eletropaulo é

responsável pelo pagamento dos valores devidos em decorrência de empréstimos não reembolsados nas respectivas datas de

vencimento para a Eletrobras, e não para a Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“CTEEP”).

Como resultado, a Empresa possui um crédito de R$ 2.656.542 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 2.382.255 em 31 de dezembro de

2015), R$ 349.839 (R$ 348.578 em 31 de dezembro de 2015), que já está registrado nos ativos, em empréstimos e financiamentos,

correspondentes à parte considerada não contestada pela Empresa. O reconhecimento final de todo o empréstimo ocorrerá quando o

reembolso for considerado praticamente certo.

8.2 - Provisão para Devedores Duvidosos

A Empresa possui uma provisão para créditos de liquidação duvidosa no valor de R$ 258.338 (R$ 241.047 em 31 de dezembro de

2015) correspondente ao principal e ao serviço da dívida dos devedores inadimplentes.

Esse montante é considerado suficiente pela Administração da Empresa para cobrir eventuais perdas nesses ativos, com base em uma

análise do comportamento da carteira.

Este subsídio inclui créditos devidos pela Celpa, subsidiária da Equatorial Energia, no valor de R$ 11.001 em 31 de dezembro de 2016

(R$ 14.194 em 31 de dezembro de 2015). Este subsídio foi considerado necessário, considerando o processo de reorganização judicial

que a Celpa está passando.

F-84

Page 295: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As alterações na PCLD para financiamentos e empréstimos concedidos pela Empresa são as seguintes:

Saldo em 31 de dezembro de 2013 494.345

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 49.985

(-) Reversões (319.037 )

Saldo em 31 de dezembro de 2014 225.293

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 19.367

(-) Reversões (3.613 )

Saldo em 31 de dezembro de 2015 241.047

(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 20.521

(-) Reversões (3.230 )

Saldo em 31 de dezembro de 2016 258.338

A constituição e reversão da PCLD foram reconhecidas nos lucros e prejuízos no período como Despesas Operacionais/Reversões

Líquidas (Nota 41). Os valores registrados como PCLD dos ativos de financiamento e de crédito relacionados são baixados quando

não há mais expectativa de recuperação dos valores.

NOTA 9 - REMUNERAÇÃO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS

Os valores apresentados referem-se a dividendos e juros sobre participações societárias, líquidos do Imposto de Renda Retido na

Fonte, quando aplicável, detido pela Empresa.

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Lajeado Energia 50.009 76.325

CEMAR 25.506 22.911

CTEEP 48.634 20

Goiás Transmissão 17.936 23.857

STN - Sist. de Transm. Nordeste S.A. 8.974 - Transenergia Renovável 14.762 13.979

MGE Transmissão 6.547 11.447

Manaus Construtora 9.178 9.178

Serra do Facão - 9.154

Transenergia São Paulo 2.557 4.275

ETAU 5.616 257

Baguari - 2.462

Transudeste 1.256 1.033

Uirapuru 2.507 2.288

IE Madeira 30.630 27.589

Transirape 678 678

Enerpeixe 26.446 34.686

Chapecoense 24.625 22.288

EAPSA 4.743 2.181

Outro 37.851 44.752

318.455 309.360

F-85

Page 296: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 10 - TRIBUTOS A RECUPERAR E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

10.1 - Tributos a recuperar

31/12/2016 31/12/2015

Ativos Circulantes:

Imposto de Renda - retido 886.598 574.083

PIS/PASEP/COFINS a pagar 119.057 58.349

ICMS restituível 48.368 40.538

Outro 31.497 43.681

1.085.520 716.651

Ativos não circulantes:

Créditos de ICMS (a) 1.217.268 1.724.692

Créditos de PIS/COFINS (a) 469.764 877.386

Outro 18.382 21.108

1.705.414 2.623.186

(a) ICMS, PIS/PASEP e COFINS a recuperar

A Empresa incluiu no ativo não circulante um total de R$ 1.687.032 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 2.602.078 em 31 de dezembro

de 2015) para créditos de PIS, COFINS e ICMS. Deste total, R$ 1.197.990 (R$ 2.150.827 em 31 de dezembro de 2015) corresponde a

impostos e contribuições sobre aquisição de combustível pela subsidiária Amazonas.

De acordo com o Parágrafo 8º da Lei 12.111/2009, os referidos tributos e contribuições devem ser reembolsados à CCC quando

realizados e, portanto, um passivo do mesmo valor é mantido sob Obrigações de Reembolso (ver Nota 11).

(b) Inconstitucionalidade do PIS/PASEP e COFINS

O Supremo Tribunal Federal (STF) entendeu inconstitucional o § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98, que ampliou a base de cálculo do

PIS/PASEP e da COFINS, dando então um novo significado ao conceito de volume de negócios. O novo conceito passou a incluir

todas as receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente do tipo de atividade realizada e da classificação contábil adotada.

Esta disposição não tinha apoio constitucional e foi posteriormente objeto de uma emenda constitucional.

Com base no Código Tributário Nacional (CTN), as controladas da Eletrobras buscam o reconhecimento de seu direito ao crédito e o

reembolso do valor pago em excesso como resultado da inconstitucionalidade da base de cálculo expandida para esses tributos. Até a

data destas demonstrações financeiras, não houve uma decisão final sobre o assunto.

No entanto, as empresas da Eletrobras possuem potenciais créditos tributários para PIS/PASEP e COFINS, os quais estão sendo

determinados e, como tal, não estão registrados nessas demonstrações financeiras, pois a decisão da Suprema Corte beneficia apenas

as empresas que interpuseram recursos extraordinários, resultando no respectivo caso.

F-86

Page 297: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

10.2 - Imposto de renda e contribuição social deferido

31/12/2016 31/12/2015

Ativos Circulantes:

Impostos pré-pagos/Saldo negativo 1.086.367 1.475.598

Ativos não circulantes:

Saldo negativo 1.488.158 1.645.382

IRPJ/CSLL deferidos 839.708 1.422.209

2.327.866 3.067.591

Passivos não circulantes:

IRPJ/CSLL deferidos 8.305.606 1.003.796

10.3 - Composição do imposto de renda e contribuição social diferidos

31/12/2016 31/12/2015

Ativos Passivos

Ativo líquido (passivo) Ativos Passivos

Ativo líquido (passivo)

Eletronorte 2.203.754 (1.364.046 ) 839.708 1.529.640 (219.692 ) 1.309.948

2.203.754 (1.364.046 ) 839.708 1.529.640 (219.692 ) 1.309.948

Eletrosul 649.997 (963.106 ) (313.109 ) 457.629 (345.368 ) 112.261

Eletrobras - (320.560 ) (320.560 ) - (733.289 ) (733.289 )

Furnas 680.613 (5.284.897 ) (4.604.284 ) 258.709 (453.084 ) (194.375 )

Chesf 202.252 (3.254.553 ) (3.052.301 ) - (65.070 ) (65.070 )

Eletropar - (15.352 ) (15.352 ) - (11.062 ) (11.062 )

1.532.862 (9.838.468 ) (8.305.606 ) 716.338 (1.607.873 ) (891.535 )

31/12/2016 31/12/2015

Ativos de imposto deferidos:

Provisões para litígios 128.391 68.066

Provisão para devedores duvidosos 119.327 56.047

Outras despesas operacionais e passivos acumulados 429.504 407.319

Ajuste de acordo com a Lei 11.638/2007 - RTT (IFRS) 239.679 - Créditos tributários não realizados 205.239 - Crédito Tributário sem Perda e Carga Fiscal (a) 2.394.400 1.607.466

Outro 220.076 107.080

Total de ativos 3.736.616 2.245.978

Passivos de imposto deferidos:

Variações de permuta de ativos - 416.810

Instrumentos financeiros disponíveis para venda 320.560 316.479

Depreciação acelerada 113.793 81.255

Lucro de créditos de energia renegociados 259.183 221.871

Ajuste de acordo com a Lei 11.638/2007 - RTT (IFRS) 205.285 488.425

Remuneração da Rede Básica - Sistemas Existentes 9.726.549 - Outro 577.144 302.725

Total de passivos 11.202.514 1.827.565

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Page 298: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(a) No exercício de 2016, a subsidiária Eletronorte registrou um total de R$ 680.028 para créditos tributários deferidos de diferenças

temporárias, prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social. A subsidiária foi capaz de reconhecer esses ativos com base em

seu histórico de rentabilidade e geração esperada de lucros tributáveis futuros, com base em estudo de viabilidade técnica que permitiu

essa manobra e pela existência de prejuízos fiscais deferidos e os efeitos da indenização da RBSE corrigida.

10.4 Imposto de renda e contribuições sociais apresentados em outros resultados abrangentes

31/12/2016 31/12/2015

Impostos deferidos

Originado de receitas e despesas reconhecidas em outros resultados abrangentes

Remuneração do justo valor dos instrumentos financeiros disponíveis para venda (56.393 ) 37.228

Equivalência patrimonial de controladas, coligadas e joint ventures 9.296 1.274

Total de imposto sobre o rendimento total e contribuições sociais registrado em outros

resultados abrangentes (47.097 ) 38.502

NOTA 11 - DIREITOS E OBRIGAÇÕES DE REEMBOLSO

31/12/2016 31/12/2015

Direitos de reembolso

ATIVO CIRCULANTE

CCC (a) 1.977.183 2.118.184

Disposição ANEEL - CCC (b) (741.624 ) - Reembolso de CDE (c) 347.876 147.058

Remuneração do Setor de Eletricidade (d) 74.527 - 1.657.962 2.265.242

ATIVOS NÃO CIRCULANTES

CCC (a) 9.871.342 8.238.140

Parcela de Transporte de Gás (a.1) (2.364.318 ) - 7.507.024 8.238.140

Obrigações de reembolso

PASSIVO CIRCULANTE

CCC (a) 129.403 19.423

PROINFA 292.146 299.632

Reembolso de CDE (c) 45.373 77.153

Remuneração do Setor de Eletricidade (d) 700.581 - 1.167.503 396.208

PASSIVOS NÃO CIRCULANTES:

CCC (a) 1.516.313 2.483.378

1.516.313 2.483.378

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Page 299: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

a) Conta de Consumo de Combustível (CCC)

O fundo, criado pela Lei nº 5.899/1973, destinava-se inicialmente a ratear os custos de combustível utilizados para gerar eletricidade

nos Sistemas Interligados. Desde 1992, o mecanismo de rateamento dos custos de combustível foi estendido a sistemas não integrados

no Sistema Interligado Nacional (SIN), denominados Sistemas Isolados, localizados principalmente na região Norte do Brasil. Através

da Lei nº 9.648/1998, o CCC passou a incluir também custos com empresas que promovem poupanças atuais ou futuras para o fundo,

denominadas subrogações. Além disso, a Lei determinou que a cobertura dos Sistemas Interligados terminasse no final de 2005.

Com o advento da Lei 12.111/2009 e do Decreto 7.246/2010, o método de subsídio para geração de energia nos sistemas isolados foi

alterado. O subsídio para a CCC que até então somente subsidiava os custos de combustível, reembolsará a diferença entre o custo

total de geração de energia elétrica e o valor da quantidade correspondente de energia elétrica para o custo médio de potência e energia

vendida no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, do Sistema Interligado Nacional - SIN.

O custo total de geração de energia elétrica nos sistemas isolados inclui as despesas relativas a:

• contratação de energia e de potência associada;

• geração própria para a distribuição de eletricidade;

• encargos e impostos;

• investimentos realizados; e

• compra de combustível.

Isto inclui, também, no custo total de geração os demais custos associados à prestação do serviço de energia elétrica em regiões

remotas de sistemas isolados, caracterizados por uma grande dispersão de consumidores e da ausência de economias de escala.

A conta de consumo de combustível refere-se a valores a receber e recebidos do CCC nos respectivos períodos. Em 31 de dezembro

de 2016, a Empresa possui um valor a receber de R$ 11.848.525 (R$ 10.356.324 em 31 de dezembro de 2015) e um passivo de

R$ 1.645.716 (R$ 2.502.801 em 31 de dezembro de 2015) em obrigações de remuneração.

Após a promulgação da Lei nº 12.783, deixa de haver a obrigação de fazer contribuições para a Conta CCC. Apesar disso, a Conta

CCC não foi eliminada. Os saldos disponíveis continuarão a ser distribuídos para empresas de geração e distribuição que incorreram

despesas adicionais em decorrência da utilização de usinas termelétricas em caso de condições hidrelétricas desfavoráveis. Para

garantir a continuação da viabilidade da CCC, a Lei 12.783 permite a efetuação de transferência entre a Conta de Desenvolvimento

Energético (“CDE”) e a Conta CCC.

a.1) Contrato de Fornecimento de Gás (CIGÁS Amazonas D) - Diferença de Preço na Parcela de Transporte de Gás

O Contrato de Gás estabelece um modo de “livro aberto” para a parcela de transporte, este tipo de contrato, como o nome diz: “livro

aberto”, caracteriza-se pelo reembolso dos custos diretos e indiretos do contratado e a remuneração do investimento vem por meio de

uma taxa fixa a ser aplicada aos custos totais provados como incorridos.

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Page 300: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nesse contexto, após a consolidação de todos os investimentos, os custos com a construção do gasoduto Urucu-Coari-Manaus foram

considerados pelo Comitê de Revisão da Parcela de Transporte e repassados à parcela de transporte. As variáveis que compreendiam o

preço da parcela de transporte não foram devidamente consolidadas entre as partes do Comitê, que incluem a prova de todo

investimento na construção do gasoduto, a taxa de retorno do investimento, o aluguel do gasoduto Urucu LGP. Diante disso, foi

utilizado um preço médio que era um valor entre os dois valores apresentados por cada empresa que compôs o Comitê para a parcela

de transporte.

Dada a controvérsia, a ANEEL, por sua vez, dada a transferência de custos para o contrato de gás sob a CCC, passou a deliberar sobre

esta matéria no processo nº 48500.000289/2014-66.

Em 15 de dezembro de 2015, mediante a Resolução Ratif. 2.005/2015, a ANEEL confirmou o preço da parcela de transporte de gás

natural no valor de R$ 11,4867/MMBtu* (base Dez/2009). No entanto, a decisão foi apelada pela Petrobras e pela ABRACE.

Em 14 de junho de 2016, a Agência Nacional de Petróleo (ANP), pelo Despacho nº 643, corrigiu a tarifa acima apurada e aprovou e

ratificou a tarifa aplicável no valor de R$ 12,0371/MMBtu (base Dez/2009), que permite a remuneração de todos os investimentos,

custos e despesas atribuíveis à prestação do serviço de transporte rodoviário de gás. Destacamos que a ANP neste contexto é dirigida

pela ANEEL.

Assim, a questão de definir uma tarifa para o transporte de gás foi regulamentada em 18 de outubro de 2016, mediante a Resolução

Ratif. nº 2.159/2016 da ANEEL, que fixou o limite para o reembolso pelo CCC da parcela de transporte do contrato de gás natural

entre a Amazonas D e a Cigás, no montante de R$ 12,0371/MMBtu (base Dez/2009) (sem impostos), que deverá ser aplicado, com as

devidas correções, a partir do início de faturamento do referido contrato.

A Resolução Ratificadora nº 2.149/2016, que atua retroativamente ao início do fornecimento nos termos do contrato com a nova tarifa

de transporte aprovada, determina que a Eletrobras, como administradora da Conta de Consumo de Combustível (CCC), contabilize os

valores reembolsados acima do preço estipulado e informe o resultado para a ANEEL dentro de um prazo de 60 dias, terminando em

dezembro de 2016. O valor envolvido nesta questão é de R$ 2,1 bilhões.

O contrato da cláusula 8.1.2.1.9.2 “b” e a cláusula 10.8 tratam da possibilidade de o valor utilizado provisoriamente ser maior do que o

final; a Cigás devolverá à Amazonas Energia a soma paga em excesso acrescida de juros de mora.

Apoiada pelo parecer jurídico nº 204/2016 emitida por seus consultores jurídicos externos, a Empresa entende que, em contrapartida

ao direito de reembolso do fundo CCC em R$ 2.364.318, haverá direito a reembolso pela Petrobras no valor reconhecido pelos

fornecedores (nota 20).

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

b) Provisão ANEEL - CCC

Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Retificadora nº 2.202, que aprovou o orçamento para 2017 na Conta de

Desenvolvimento Energético (CDE), suspendendo, assim, a transferência de somas estabelecidas nas renegociações estabelecidas

pelas Portarias Interministeriais MME/MF nº 652/2014 e 372/2015 (denominadas “1º e 2º CCD”) entre as distribuidoras Amazonas D,

Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras Distribuidora S.A., cujas garantias são as contas a receber

da CCC, a caução de sua controladora, a Eletrobras.

F-90

Page 301: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os distribuidores são credores da Conta de Consumo de Combustível (CCC), especialmente após 2009, de acordo com o regime da

Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, uma vez que são responsáveis pela prestação do serviço público de distribuição de energia

elétrica no Sistema Isolado.

A partir da Lei 12.783/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foi responsável pelo fornecimento de recursos para

despesas na Conta de Consumo de Combustível (CCC). Contudo, não foram transferidos recursos suficientes aos distribuidores para

cobrir os subsídios previstos na Lei nº 12.111/2009. Consequentemente, as distribuidoras não puderam efetuar os pagamentos aos seus

fornecedores, especialmente aos responsáveis pelo fornecimento de combustível para a geração de energia no Sistema Isolado.

A fim de equiparar as dívidas que a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) teve aos distribuidores, foram adotadas disposições

regulatórias e estruturais, como a emissão do Decreto nº 8.370 (por meio do qual o art. 36, par. 1 a 4 do Decreto nº 4.541, de

23/12/2002, foi emendado) e Portarias Interministeriais do Ministério de Minas e Energia e do Ministério da Fazenda nº 652, de 10 de

dezembro de 2014 e 372, de 04 de agosto de 2015, para permitir que esses créditos devidos aos distribuidores sejam renegociados em

parcelas e de forma compatível com as condições orçamentárias da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Parte desses créditos é um lastro para o pagamento de dívidas aos fornecedores de combustíveis que foram renegociadas pelos

distribuidores em 2014 e 2015, observado o fluxo de pagamento das mencionadas Portarias MME/MF.

Em 2014, foram firmadas renegociações entre os distribuidores e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), estabelecida pela

Portaria Interministerial MME/MF nº 652/2014. As renegociações entre os distribuidores e a Conta de Desenvolvimento Energético

(CDE), autorizada pela Portaria Interministerial MME/MF nº 372/2014 (CDE), não foram assinadas em 31 de dezembro de 2016.

O orçamento aprovado pela ANEEL para 2017, além de reduzir as despesas atuais previstas com o CCC/CDE, não considerou muitas

das somas que foram renegociadas sob as Portarias Interministeriais nº 652/2014 e 372/2015.

As empresas de Distribuição da Eletrobras afetadas apresentaram pedido de reconsideração, com efeito suspensivo, contra a

Resolução Ratif. nº 2.202.

Em 24 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução nº 582, não outorgando esse efeito suspensivo, com o objeto ainda sujeito à

revisão pelo Conselho de Administração da ANEEL.

Em 2 de março de 2017, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a Portaria nº 81, que estabelece no cronograma de

utilização dos recursos da CDE, para o orçamento de 2017, o pagamento do montante equivalente às parcelas mensais a serem pagas

entre janeiro e dezembro de 2017, para as renegociações efetuadas entre as distribuidoras e o fundo do Setor até 31 de dezembro de

2016, entre as distribuidoras e a CDE/CCC, que são, portanto, os abrangidos pela Portaria Interministerial MME/MF nº 652/2014.

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Page 302: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 7 de março de 2017, através da Resolução Ratif. nº 2.204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução Ratif. nº 2.202,

de 7 de fevereiro de 2017, que aprovou o orçamento anual da CDE/CCC para 2017, incluindo no orçamento atual as partes

relacionadas à CCD.

Como tal, o orçamento de 2017 da conta CDE/CCC estabelecido na Resolução Ratificadora nº 2.204 permaneceu com a redução de

recursos destinada à Conta CDE/CCC para o ano de 2017, mas havia uma provisão para liberação de recursos equivalente aos

pagamentos mensais a serem pagos entre janeiro e dezembro de 2017, relativos ao 1º e 2º CCD.

A Empresa acredita que os recursos que foram desautorizados pela ANEEL permanecerão nessa situação até que a fiscalização de

reprocessamento da conta CCC para o período estimado entre julho de 2009 e junho de 2016 seja concluída pela ANEEL.

Com base nos eventos acima descritos, a Empresa reconheceu provisão para perda parcial, conforme descrito abaixo:

1) parcela vencida dos recursos estabelecidos pela Portaria MME/MF 652/2014, vencida até 31 de dezembro de 2016;

2) parcelas de 2017 estabelecidas pela Portaria MME/MF 372/2015, que ainda não haviam sido renegociadas com o Fundo

CDE/CCC;

3) soma para o atual orçamento de 2017 que a Empresa estima não receber desde que a ANEEL fez o corte no orçamento;

4) recursos relacionados a operações de compra e venda de energia elétrica com Termonorte II renegociado entre as controladas

Eletronorte e ED Rondônia.

O valor da provisão foi determinado com base nos custos de captação considerando os recursos que não serão reembolsados pelo

Fundo CCC em 2017. A taxa de juros utilizada como premissa para nossa estimativa foi CDI (13,63%) + 5,54% a.a.

Como tal, em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu provisão no montante de R$ 741.624 no item de direitos de reembolso -

CCC.

c) Reembolso da CDE

A Lei 12.783/13, Decreto 7.945/13 conforme alterado pelo Decreto 8.203/14 e o Decreto subsequente 8.221/14, promoveram algumas

alterações à contratação de energia e os objetivos sob a responsabilidade do setor da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e

também instituiu (i) a transferência de recursos da CDE às concessionárias para os custos de distribuição de riscos hidrelétricos,

exposição involuntária, ESS - Segurança Energética e CVA ESS e Energia para o período de 2013 a janeiro de 2014 e (ii) a

transferência por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para concessionárias de distribuição de custos

relacionados à exposição involuntária e à ordem de usinas termelétricas a partir de fevereiro de 2014.

Os efeitos desses itens foram registrados como uma redução de custos em relação à energia elétrica comprada para revenda (Nota 40)

compensando os direitos de compensação - reembolso CDE/CCEE, de acordo com o IAS 20 - Subsídio e Assistência do Governo.

d) Remuneração do Setor Elétrico (RBNI - Rede Básica de Novos Investimentos)

Em 13 de janeiro de 2017, através da ordem nº 084/2017, a ANEEL determinou que a Eletrobras, como administradora, devolva à

Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”) e à Reserva Global Reversa (“RGR”) a soma histórica de R$ 604.239, atualizada

pelos índices de correção estabelecidos na Lei Interministerial Portaria nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, a partir da data

em que esses pagamentos foram efetuados até a data efetiva de devolução dos referidos fundos setoriais. O valor atual é R$ 700.581.

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Page 303: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A devolução do valor será feita em 6 parcelas mensais iguais, devidamente atualizadas até a data do efetivo pagamento, a partir de 1º

de julho de 2017.

A Eletrobras cobrará os valores devidos pelas concessionárias que foram pagos em excesso, inclusive de suas controladas, de forma a

restituir os recursos à CDE e RGR de acordo com a ordem 084 da ANEEL.

NOTA 12 - ESTOQUE DE COMBUSTÍVEL NUCLEAR

Abaixo está a composição do inventário de longo prazo de combustível nuclear destinado à operação da UTN Angra I e UTN Angra II:

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Componentes prontos para uso 455.737 402.453

455.737 402.453

NÃO CIRCULANTE

Componentes prontos para uso 523.501 441.223

Concentrado de urânio 50.965 7.723

Em andamento - combustível nuclear 100.803 129.479

675.269 578.425

1.131.006 980.878

Os inventários são demonstrados pelo custo ou valor realizável líquido, o que for menor, repartidos da seguinte forma:

a) Concentrado de urânio e serviços contínuos (para a transformação do urânio concentrado em elementos de combustível nuclear)

são registrados pelo custo de aquisição;

b) Elementos de combustível nuclear - estão disponíveis no núcleo do reator e o estoque do Reservatório de Combustível Irradiado

(PCU), alocado aos resultados do exercício, com base em seu uso no processo de geração de eletricidade.

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Page 304: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 13 - ADIANTAMENTO PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL

A Empresa e suas controladas presentes sob os ativos não-circulantes, valores correspondentes a adiantamentos para futuro aumento

de capital nas seguintes investimentos:

31/12/2016 31/12/2015

SPEs:

Energia Sustentável do Brasil 535.200 141.400

Chuí Holding S.A. - Eolicas do Sul 431.913 431.913

Livramento Holding S.A. - Eolicas do Sul 220.027 173.860

Empresa Energética Sinop - 73.500

TDG Transmissora Delmiro Gouveia 101.000 101.000

TSLE - Transmissora Sul Litorânea de Energia 87.394 84.847

Geradora Eólica Itaguaçu da Bahia SPE S.A. 67.130 - Santa Vitória do Palmar Holding S.A. - Eólicas do Sul 37.946 36.492

Itaguaçu da Bahia Energias Renováveis S.A. - 34.300

Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. 16.144 14.155

Vamcruz I Participações S.A. 43.099 66.892

Chapada do Piauí II Holding S.A. 35.213 - Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 9.442 25.005

1.584.508 1.183.364

Outros investimentos 33.408 32.168

1.617.916 1.215.532

NOTA 14 - RISCO HIDROLÓGICO

Em 2014 e 2015, o país tem enfrentado condições hidrológicas adversas, o que deu origem a uma série de consequências para o setor

elétrico. Especificamente para os geradores participantes no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, a baixa geração de energia

de usinas hidrelétricas em níveis abaixo do Garantia Física MRE causou uma redução no fator de ajuste MRE, ou Fator de Escala de

Geração (GSF).

Essa redução interferiu diretamente com a entrega de energia para o cumprimento de contratos de fornecimento, uma vez que devido à

insuficiência de energia elétrica, os geradores foram expostos ao Preço de Liquidação de Diferença - PLD no mercado de curto prazo

para poder honrar seus contratos, incorrendo em efeitos econômicos e financeiros negativos.

A lei nº 13.203, de 08 de dezembro de 2015, estabelece, entre outras, as condições para a renegociação do risco hidrológico de geração

de energia elétrica para os agentes que participam do Mecanismo de Realocação Energética. De acordo com o disposto no art. 1 do

referido código, o risco hidrológico pode ser renegociado, desde que a ANEEL autorize, e com efeitos retroativos a partir de 1º de

janeiro de 2015, por contrapartida dos agentes de geração de energia elétrica.

Dadas as disposições da Lei, a ANEEL, através da Resolução Regulamentar nº 684, de 11 de dezembro de 2015, estabeleceu os

critérios e outras condições de renegociação.

F-94

Page 305: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Se forem respeitadas as condições e critérios estabelecidos na lei, o SFF (Departamento de Supervisão Financeira da ANEEL) entende

que as empresas interessadas em renegociação são plenamente capazes de quantificar os valores de eletricidade elegíveis tanto para a

ACR como para a ACL. Ressaltamos que não só as informações sobre os valores conhecidos pela empresa, mas a decisão de

renegociação, pertencem a seus administradores, e a Agência Reguladora só será responsável pela ratificação dos valores. Se as

informações fornecidas pelas empresas aderentes à renegociação forem consistentes com as premissas estabelecidas na legislação, o

regulador não terá discrição quanto à ratificação da renegociação. O GSF foi recalculado, resultando em um montante que será

compensado com os prêmios de risco calculados pelas controladas que optaram por aderir à renegociação: Eletronorte, Eletrosul,

Furnas e Amazonas GT.

A composição dos valores contabilizados pela renegociação do risco hidrológico, para os contratos firmados no âmbito do Ambiente

de Contratação Regulada (ACR), é a seguinte:

31/12/2016 31/12/2015

UHE Tucuruí 195.840 312.414

UHE Serra da Mesa 154.449 189.367

UHE Mascarenhas de Moraes 63.186 79.076

UHE Itumbiara 42.680 67.487

UHE Simplício 42.289 54.371

UHE Batalha 20.175 13.813

UHE Balbina 13.262 24.928

UHE Mauá 13.839 14.968

UHE Manso 10.743 25.939

UHE Passo São João 5.471 5.918

UHE São Domingos 5.277 5.709

567.212 793.991

Total Ativos Circulantes 109.535 195.830

Total Ativos Circulantes 457.677 598.161

TOTAL 567.212 793.991

F-95

Page 306: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 15 - INVESTIMENTOS 31/12/2016 31/12/2015

Contabilizado para usar o Método da Equivalência Patrimonial

a) Empresas coligadas

CEEE-GT 676.332 448.274

EMAE 292.355 307.195

CTEEP 2.592.701 942.732

CEMAR 729.888 653.419

Lajeado Energia 218.262 219.173

CEB Lajeado 72.989 80.353

Paulista Lajeado 26.143 23.507

Energisa MT 394.774 385.318

Energética Águas da Pedra S.A. 216.294 208.795

5.219.738 3.268.766

b) Controlada em conjunto

Inambari 101 115

Mangue Seco II 17.934 16.889

CHC* - 98.514

Norte Energia (Belo Monte) 5.358.861 3.378.325

Rouar 97.157 111.775

Madeira Energia S.A. (MESA) 2.503.260 2.896.068

ESBR Participações S.A. 3.331.923 2.807.626

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 1.090.107 912.098

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 975.886 887.528

Manaus Transmissora de Energia S.A. 650.961 621.873

Enerpeixe S.A. 375.174 561.282

Teles Pires Participações 799.926 662.564

Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense) 493.555 415.501

Belo Monte Transmissora de Energia 1.069.359 391.058

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 360.072 318.972

Mata de Santa Genebra 230.685 30.336

Goiás Transmissão S.A. 170.313 190.245

Empresa Energética Sinop S.A. 430.751 179.052

STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 202.898 176.941

Integração Transmissora de Energia S.A. 201.033 175.572

Transnorte Energia S.A. 148.748 148.373

Chapada Piauí II Holding S.A. 117.701 142.187

MGE Transmissão S.A. 111.344 136.755

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 277.474 270.252

Transenergia Renovável S.A. (Transenergia) 153.390 128.418

Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro Baixo) 127.229 121.774

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 127.338 120.873

Chapada Piauí I Holding S.A. 104.060 109.497

Empresa de Energia São Manoel 418.460 103.314

Paranaíba 147.656 100.726

Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 94.614 97.374

Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 106.480 97.154

Triângulo Mineiro Transmissora 128.765 82.555

Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 140.280 134.739

Outro 1.287.595 1.280.581

21.851.090 17.906.906

SUBTOTAL 27.070.828 21.175.672

Impairment para perdas em investimentos (1.897.217 ) (489.866 )

TOTAL 25.173.611 20.685.806

F-96

Page 307: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(*) Em 22 de julho de 2016, a Empresa alienou todas as suas ações na Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica (“CHC”),

correspondentes a 50% do capital social da subsidiária.

31/12/2016 31/12/2015

Investimentos mantidos a valor justo

AES Tietê 437.197 437.532

Coelce 251.938 196.429

Energisa S.A. 148.661 124.104

Cesp 129.096 87.023

Celpa 48.895 42.379

Celesc 65.920 41.513

CELPE 21.688 28.859

COPEL 29.207 24.492

CGEEP 15.895 17.662

CEB 8.305 6.130

AES Eletropaulo 23.660 17.603

Energias do Brasil 26.229 17.888

CPFL Energia 45.431 25.861

Outro 105.801 109.785

1.357.923 1.177.260

15.1 - Perdas por impairment em investimentos

31/12/2016 31/12/2015

INAMBARI 101 115

CHC - 98.513

ESBR Participações S.A. - 15.500

Madeira Energia S.A. 93.932 97.010

Teles Pires Participações 325.388 230.823

Empresa de Energia São Manoel 71.916 47.905

Belo Monte Transmissora de Energia 362.939 - Empresa Energética Sinop 324.250 - Norte Brasil Transmissora S.A. 323.202 - Manaus Transmissora de Energia S.A. 334.580 - Outro 60.909 - 1.897.217 489.866

F-97

Page 308: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

15.2 Mutação de investimentos

A movimentação dos investimentos mais relevantes da empresa é indicada a seguir:

Subsidiárias e empresas coligadas

Saldo em 31/12/2015

Contribuição de capital/Retirada

Outros Resultados

Abrangentes

Capitalização AFAC

Ganho/Perda de Capital

Dividendos e

Juros sobre o Capital

Próprio

Método de Equivalência

Patrimonial Alienação*

Saldo em 31/12/2016

MUDANÇA EM INVESTIMENTOS

Mangue Seco II 16.889 - - - - (191 ) 1.236 - 17.934

CHC* 98.513 - (8.713 ) - - - (1.969 ) (87.831 ) -

Norte Energia (Belo Monte) 3.378.325 1.399.201 - 600.000 - - (18.665 ) - 5.358.861

Inambari 115 - - - - - (14 ) - 101

CEEE-GT 448.274 - (73.004 ) - - - 301.062 - 676.332

EMAE 307.195 - (31.068 ) - - 3.211 13.017 - 292.355

CTEEP 942.732 1.116 - 56.854 (22.888 ) (89.171 ) 1.704.057 - 2.592.701

CEMAR 653.419 - - - - (57.661 ) 134.130 - 729.888

Lajeado Energia 219.173 (1 ) - - - (59.291 ) 58.381 - 218.262

CEB Lajeado 80.353 - (2 ) - - (21.501 ) 14.139 - 72.989

Paulista Lajeado 23.507 - - - - (1.739 ) 4.375 - 26.143

Rouar 111.775 - (18.751 ) - - - 4.133 - 97.157

Energisa MT 385.318 - (1.146 ) - (17.536 ) (4.555 ) 32.694 - 394.774

Madeira Energia S.A. (MESA) 2.896.068 152.100 - - (304.200 ) - (240.708 ) - 2.503.260

ESBR Participações S.A. 2.807.626 - - - - - 524.297 - 3.331.923

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 912.098 - - - - (31.069 ) 209.078 - 1.090.107

Norte Brasil Transmissora de Energia

S.A. 887.528 - - - - - 88.358 - 975.886

Manaus Transmissora de Energia S.A. 621.873 - - - - (3.885 ) 32.973 - 650.961

Enerpeixe S.A. 561.282 - - - (140.000 ) (96.630 ) 50.522 - 375.174

Teles Pires Participações 662.564 196.982 - - - - (59.620 ) - 799.926

Chapecoense Geração S.A.

(Chapecoense) 415.501 - - - - (24.625 ) 102.679 - 493.555

Belo Monte Transmissora de Energia 391.058 667.869 - - - - 10.432 - 1.069.359

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 318.972 735 - - - (4.111 ) 44.476 - 360.072

Mata de Santa Genebra 30.336 207.084 - - - - (6.735 ) - 230.685

Energética Águas da Pedra S.A. 208.795 - - - - (47.313 ) 54.812 - 216.294

Goiás Transmissão S.A. 190.245 - - - - - (19.932 ) - 170.313

Empresa de Energia São Manoel 103.314 418.987 - - - - (103.841 ) - 418.460

Empresa Energética Sinop S.A. 179.052 127.489 - 127.488 - - (3.278 ) - 430.751

STN - Sistema de Transmissão Nordeste

S.A. 176.941 - - - - (50.837 ) 76.794 - 202.898

Integração Transmissora de Energia S.A. 175.572 - - - - (6.263 ) 31.724 - 201.033

Transnorte Energia S.A. 148.373 - - - - - 375 - 148.748

Chapada Piauí II Holding S.A. 142.187 - - - - - (24.486 ) - 117.701

MGE Transmissão S.A. 136.755 - - - - - (25.411 ) - 111.344

Transmissora Sul Brasileira de Energia

S.A. 270.252 - - - - - 7.222 - 277.474

Transenergia Renovável S.A.

(Transenergia) 128.418 - - - - (4.703 ) 29.675 - 153.390

Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro

Baixo) 121.774 - - - - (2.107 ) 7.562 - 127.229

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 120.873 - - - - (4.225 ) 10.690 - 127.338

Chapada Piauí I Holding S.A. 109.497 - - 14.040 - - (19.477 ) - 104.060

Paranaíba 100.726 24.441 - 12.250 - - 10.239 - 147.656

Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 97.374 - - 4.551 - - (7.311 ) - 94.614

Transmissora Matogrossense de Energia

S.A. 97.154 - - - - - 9.326 - 106.480

Triângulo Mineiro Transmissora 82.555 29.253 - - - - 16.957 - 128.765

Transmissora Sul Litorânea de Energia

S.A. 134.739 - - - - - 5.541 - 140.280

Outro 1.280.582 20.689 19.903 24.386 (55.474 ) (49.731 ) 47.240 - 1.287.595

TOTAL DE INVESTMENTOS 21.175.672 3.245.945 (112.781 ) 839.569 (540.098 ) (556.397 ) 3.106.749 (87.831 ) 27.070.828

F-98

Page 309: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Subsidiárias e empresas coligadas

Saldo em 31/12/2014

Investimento de capital/Baixado

Outros resultados

abrangentes

Capitalização AFAC

Ganho / Perda de Capital

Dividendos e juros sobre

capital

próprio Outros

Método de Equivalência

Patrimonial

Saldo em 31/12/2015

MUDANÇA DE INVESTIMENTOS

EÓLICA MANGUE SECO 16.726 - - - - - - 163 16.889

CHC 79.081 - 33.187 - - - - (13.753 ) 98.514

NORTE ENERGIA (BELO MONTE) 2.585.114 245.249 - 245.249 326.671 - - (23.958 ) 3.378.325

INAMBARI 164 - 1 - - - - (50 ) 115

CEEE-GT 449.336 - (16.795 ) - - - 1.560 14.173 448.274

EMAE 275.214 - 9.271 - - (1.416 ) - 24.126 307.195

CTEEP 946.187 - (949 ) - - (120.648 ) - 118.142 942.732

CEMAR 554.817 - - - - (23.176 ) - 121.778 653.419

REDE LAJEADO 206.282 - 39 - - (24.162 ) - 37.014 219.173

CEB LAJEADO 71.723 - 11 - - (8.966 ) - 17.586 80.353

CEEE-D 7.476 - 2.956 - - - - (10.432 ) -

PAULISTA LAJEADO 18.119 - - - - 925 - 4.463 23.507

ROUAR 70.044 - 34.202 - - - - 7.529 111.775

ENERGISA MT 376.031 - 587 - - (4.218 ) - 12.918 385.318

ESBR Participações S.A. 2.907.364 180.000 - - - - - (279.738 ) 2.807.626

Empresa de Energia São Manoel (594 ) 105.667 - - - - - (1.759 ) 103.314

Madeira Energia S.A. 2.724.068 164.970 - - - - - 7.030 2.896.068

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 842.103 - - - - - - 45.425 887.528

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 822.342 - - - - (27.991 ) - 117.747 912.098

Enerpeixe S.A. 555.860 - - - - (62.685 ) - 68.107 561.282

Belo Monte Transmissora de Energia 12.081 194.040 - - 194.040 - - (9.103 ) 391.058

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 67.383 29.400 - - - - - 3.943 100.726

Transnorte Energia S.A. 51.656 - - - 106.330 - - (9.613 ) 148.373

Manaus Transmissora de Energia S.A. 547.784 17.420 - - 26.800 (50 ) - 29.919 621.873

Teles Pires Participações 496.425 252.278 - - - - - (86.139 ) 662.564

Chapecoense Generation S.A. 364.522 - - - - (22.288 ) - 73.267 415.501

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 275.960 16.000 - - - 2.660 - (24.368 ) 270.252

Energética Águas da Pedra S.A. 184.632 2.450 - - 2.450 (3.455 ) - 22.718 208.795

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 181.526 116.865 - - - (5.780 ) - 26.361 318.972

Empresa Energética SINOP S.A. 177.772 - - - - - - 1.280 179.052

Integração Transmissora de Energia S.A. 169.450 - - - - (19.575 ) - 25.697 175.572

STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 163.434 - - - - (31.968 ) - 45.475 176.941

Santa Vitória do Palmar Holding S.A. 157.627 - - - - 1.163 - (108.567 ) 50.223

Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 139.719 - - - - - - (4.980 ) 134.739

GOIÁS TRANSMISSÃO S.A. 138.436 - - - - (14.757 ) - 66.566 190.245

MGE TRANSMISSÃO S.A. 118.953 - - 1.960 - (4.634 ) - 20.476 136.755

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 115.568 - - - - (4.067 ) - 9.372 120.873

Retiro Baixo Energia S.A. 111.906 - - 2.695 - - - 7.173 121.774

Transenergia Renovável S.A. 96.813 - - - - (7.172 ) - 38.777 128.418

VAMCRUZ PARTICIPAÇÕES S.A. - 392 72.995 - - (523 ) - 504 73.368

BAGUARI ENERGIA S.A. 85.815 - - - - (9.320 ) - 6.226 82.721

Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 85.368 - - - - (1.531 ) - 13.317 97.154

Transenergia São Paulo S.A. 83.116 - - 1.960 - - - 6.065 91.141

Outros 1.275.443 257.946 62.431 60.391 106.470 574.834 (766.887 ) (125.551 ) 1.445.077

TOTAL DE INVESTMENTOS 18.608.846 1.582.677 197.936 312.255 762.761 181.199 (765.327 ) 295.326 21.175.672

(*) Em 22 de julho de 2016, a Empresa alienou todas as suas ações na Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica (“CHC”), correspondentes a 50% do capital investido da empresa.

F-99

Page 310: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Subsidiárias e empresas coligadas

Saldo em 31/12/2013

Investimento de capital/Baixado

Outros resultados abrangentes

Ganho/Perda de Capital

Dividendos e juros sobre capital próprio

Método de Equivalência

Patrimonial

Saldo em 31/12/2014

MUDANÇA DE INVESTIMENTOS

ITAIPU BINACIONAL 117.130 - 15.680 - - - 132.810

EÓLICA MANGUE SECO 17.058 - - - - (332 ) 16.726

CHC 29.119 49.613 5.866 - - (5.517 ) 79.081

NORTE ENERGIA (BELO MONTE) 2.104.536 682.227 - - - (201.649 ) 2.585.114

INAMBARI 9.148 - - - - (8.984 ) 164

CEEE-GT 544.711 - (4.067 ) - - (91.308 ) 449.336

EMAE 153.960 - (28.446 ) - (1.730 ) 151.430 275.214

CTEEP 931.580 83.106 - (30.005 ) (91.996 ) 53.502 946.187

CEMAR 463.394 - - - (20.865 ) 112.288 554.817

REDE LAJEADO 232.907 - 50 - (40.305 ) 13.630 206.282

CEB LAJEADO 83.644 - 14 - (19.354 ) 7.419 71.723

CEEE-D 146.649 - 5.945 - - (145.118 ) 7.476

PAULISTA LAJEADO 27.669 - - - (6.454 ) (3.096 ) 18.119

ROUAR 18.427 34.392 9.985 - - 7.240 70.044

CEMAT 334.294 - 2.255 18.852 (4.861 ) 25.491 376.031

ESBR PARTICIPAÇÕES S.A. 2.752.140 618.000 (1.200 ) - - (461.576 ) 2.907.364

MADEIRA ENERGIA S.A. 2.506.082 1.079.130 - - - (861.144 ) 2.724.068

NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A. 462.170 386.245 - - - (5.857 ) 842.558

INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO

MADEIRA S.A. 685.927 80.850 - - (7.362 ) 62.927 822.342

ENERPEIXE S.A. 525.379 - - - (26.058 ) 56.539 555.860

MANAUS TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A. 525.558 - - - - 22.226 547.784

TELES PIRES PARTICIPAÇÕES S.A. 525.582 - - - - (29.157 ) 496.425

CHAPECOENSE GENERATION S.A. 345.388 - - - (9.512 ) 28.646 364.522

TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE

ENERGIA S.A. 167.403 98.400 - - (1.220 ) 11.377 275.960

ENERGÉTICA ÁGUAS DA PEDRA S.A. 189.062 - - - (12.838 ) 8.408 184.632

INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA

GARANHUNS S.A. 98.659 66.150 - - - 16.717 181.526

COMPANHIA ENERGÉTICA SINOP S.A. - 182.591 - - - (4.819 ) 177.772

INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A. 160.151 - - - (13.091 ) 22.390 169.450

STN - SISTEMA DE TRANSMISSÃO

NORDESTE S.A. 195.154 - - - (77.734 ) 46.014 163.434

SANTA VITÓRIA DO PALMAR

HOLDING S.A. 185.970 (29.400 ) - - (1.163 ) 2.220 157.627

TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE

ENERGIA S.A. 16.901 125.455 - - - (2.637 ) 139.719

GOIÁS TRANSMISSÃO S.A. 131.579 - 7.350 - - (493 ) 138.436

MGE TRANSMISSÃO S.A. 106.371 - 28.616 - (6.812 ) (9.222 ) 118.953

BRASNORTE TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A. 105.921 - - - - 9.647 115.568

RETIRO BAIXO ENERGIA S.A. 113.181 - - - - (1.275 ) 111.906

TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A. 78.241 - - - (5.744 ) 24.316 96.813

PARANAÍBA TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A. 17.801 47.285 - - - 2.297 67.383

BAGUARI ENERGIA S.A. 92.437 - (315 ) - (5.457 ) (850 ) 85.815

TRANSMISSORA MATOGROSSENSE

DE ENERGIA S.A. 75.656 - - - (1.470 ) 11.182 85.368

TRANSENERGIA SÃO PAULO S.A. 49.632 - - - (10.493 ) 43.977 83.116

OUTRAS 989.998 621.071 (7.697 ) 8 (38.877 ) (359.182 ) 1.205.321

TOTAL DE INVESTMENTOS 16.316.569 4.125.115 34.036 (11.145 ) (403.396 ) (1.452.333 ) 18.608.846

F-100

Page 311: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

15.3 Informações do valor de mercado das companhias investidas

Capital Aberto Contabilidade Valor de Mercado(*)

Empresas Método Ação 31/12/2016 31/12/2015

CTEEP Método de Equivalência Patrimonial 36,05 % 3.744.704 2.589.826

CEMAR Método de Equivalência Patrimonial 33,55 % 1.363.366 989.887

AES Tiete Valor de Mercado 7,94 % 437.197 437.532

ENERGISA MT Método de Equivalência Patrimonial 22,01 % 397.129 335.109

COELCE Valor de Mercado 7,06 % 251.938 196.429

ENERGISA S.A. Valor de Mercado 2,31 % 148.661 116.497

CESP Valor de Mercado 2,05 % 129.096 87.023

CEEE-GT Método de Equivalência Patrimonial 32,59 % 259.193 76.904

CEEE-D Método de Equivalência Patrimonial 32,59 % 93.076 65.302

EMAE Método de Equivalência Patrimonial 40,44 % 123.692 60.404

CELPA Valor de Mercado 0,99 % 48.895 42.379

CELESC Valor de Mercado 10,75 % 65.920 41.513

AES Eletropaulo Valor de Mercado 1,25 % 23.660 32.098

CPFL Energia Valor de Mercado 0,18 % 45.431 25.861

CELPE Valor de Mercado 1,56 % 21.688 28.859

COPEL Valor de Mercado 0,56 % 29.207 24.492

Energias do Brasil Valor de Mercado 0,31 % 26.229 20.357

CGEEP - DUKE Valor de Mercado 0,47 % 15.895 17.662

CEB Valor de Mercado 2,10 % 8.305 6.130

CELGPAR Valor de Mercado 0,07 % 207 92

(*) Baseado no preço das ações no banco de dados.

15.4 Resumo das informações dos principais empreendimentos controlados em conjunto e coligadas

I - Ativos e Passivos 31/12/2016

ATIVO PASSIVO

Circulante Não Circulante Circulante Não Circulante

Joint Ventures e Empresas Coligadas Juros

Aplicações

de liquidez imediata

Outros ativos

Ativos financeiros,

ativos intangíveis,

e PP&E

Outros ativos

Total de ativos

Emprésti

mos e

financiam

entos

Outros passivos

Empréstim

os e financiame

ntos

Outros passivos

Patrimônio

Líquido

Total de passivos

Norte Energia S.A. 49,98 % 205.796 577.981 36.345.981 409.376 37.539.134 630.932 989.348 24.984.318 435.958 10.498.578 37.539.134

Madeira Energia S.A. (MESA) 39,00 % 57.974 570.886 22.440.401 2.007.822 25.077.083 602.359 1.891.836 14.465.955 1.698.316 6.418.617 25.077.083

ESBR Participações S.A. 40,00 % 74.219 560.964 22.175.679 886.818 23.697.680 340.189 906.710 10.904.779 3.216.193 8.329.809 23.697.680

Teles Pires Participações 49,44 % 27.907 143.105 5.145.968 441.642 5.758.622 357.288 196.203 3.175.138 412.000 1.617.993 5.758.622

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 49,00 % 188.838 536.105 4.948.367 75.684 5.748.994 199.759 188.943 1.660.706 1.394.465 2.305.121 5.748.994

Belo Monte Transmissora 49,00 % 216.126 11.936 4.012.330 - 4.240.392 1.730.241 297.513 - 82.518 2.130.120 4.240.392

Norte Brasil Transmissora de Energia

S.A. 49,00 % 52.759 302.936 3.704.987 - 4.060.682 81.504 162.467 1.133.913 691.192 1.991.606 4.060.682

Chapecoense Geração S.A.

(Chapecoense) 40,00 % 280.082 297.214 2.895.327 185.466 3.658.089 137.753 253.650 1.292.239 732.750 1.241.697 3.658.089

Manaus Transmissora de Energia

S.A. 49,50 % 38.909 171.939 42.199 2.607.266 2.860.313 73.426 168.352 741.918 556.510 1.320.107 2.860.313

Empresa de Energia São Manoel 33,33 % 38.221 510 2.383.308 259.447 2.681.486 3.928 64.665 1.014.509 342.992 1.255.392 2.681.486

Serra do Facão Energia S.A. 49,47 % 31.248 44.680 1.950.905 149.492 2.176.325 46.135 181.816 366.117 1.534.414 47.843 2.176.325

Enerpeixe S.A. 40,00 % 81.402 54.031 1.571.686 55.652 1.762.771 2.299 212.062 348.332 262.143 937.935 1.762.771

Empresa Energética SINOP S.A. 49,00 % 119.037 5.742 1.377.142 5.449 1.507.370 - 66.050 540.128 21.153 880.039 1.507.370

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49,00 % 23.631 95.674 1.190.415 26.622 1.336.342 33.209 69.845 282.910 215.537 734.841 1.336.342

Chapada Piauí I Holding S.A. 49,00 % 27.445 18.502 883.960 392.127 1.322.034 34.224 159.296 462.236 470.946 195.332 1.322.034

Chapada Piauí II Holding S.A. 49,00 % 15.640 20.228 788.559 492.512 1.316.939 22.354 19.646 559.680 549.622 165.637 1.316.939

Paranaíba 24,50 % 6.107 20.870 1.228.931 42.042 1.297.950 45.624 8.235 564.667 76.745 602.679 1.297.950

Santa Vitória do Palmar 49,00 % 8.830 15.903 1.071.713 31.878 1.128.324 23.903 47.291 719.797 159.335 177.998 1.128.324

TSLE 51,00 % 6.208 52.774 2.389 915.427 976.798 37.231 54.633 417.621 192.255 275.058 976.798

Mata de Santa Genebra 49,90 % 13.567 11.326 859.203 36.111 920.207 481.894 25.772 - 30.246 382.295 920.207

Energética Águas da Pedra S.A. 49,00 % 49.380 52.713 733.188 30.765 866.046 34.944 79.854 311.061 13.046 427.141 866.046

STN - Sistema de Transmissão

Nordeste S.A. 49,00 % 15.357 207.636 527.763 14.959 765.715 20.327 63.515 122.497 145.298 414.078 765.715

TSBE 80,00 % 23.295 28.669 57 644.361 696.382 25.153 8.796 308.860 6.730 346.843 696.382

Goiás Transmissão S.A. 49,00 % 10.190 5.900 632.207 9.794 658.091 16.787 42.929 196.031 54.767 347.577 658.091

Integração Transmissora de Energia

S.A. 49,00 % 35.157 121.899 460.389 11.739 629.184 31.514 19.563 90.735 88.147 399.225 629.184

Chuí 49,00 % 29.813 13.843 552.147 15.780 611.583 24.094 28.560 324.800 448.533 (214.404 ) 611.583

Vamcruz I Participações S.A. 0,00 % 59.333 21.630 502.591 - 583.554 18.784 11.065 241.956 123.069 188.680 583.554

Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 0,00 % 12.695 7.599 511.454 - 531.748 16.069 60.117 224.145 53.972 177.445 531.748

Triângulo Mineiro Transmissora 49,00 % 615 904 496.575 4.853 502.947 17.942 9.651 138.349 79.219 257.786 502.947

Transenergia Renovável S.A.

(Transenergia) 49,00 % 15.542 7.127 469.052 4 491.725 12.089 27.037 106.116 33.443 313.040 491.725

Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro

Baixo) 49,00 % 19.222 10.998 363.575 13.073 406.868 13.418 11.325 107.348 11.097 263.680 406.868

CTEEP 36,05 % 4.524 1.675.820 67.300 12.168.997 13.916.641 71.679 526.292 432.472 5.514.529 7.371.669 13.916.641

Lajeado Energia 47,07 % 184.658 102.337 1.643.236 108.816 2.039.047 11.228 312.652 76.219 370.633 1.268.315 2.039.047

F-101

Page 312: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

I - Ativos e Passivos

31/12/2015

ATIVO PASSIVO

Circulante Não Circulante Circulante Não Circulante

Joint Ventures e Empresas

Coligadas Juros

Aplicações

de

liquidez

imediata

Outros

ativos

Ativos

financeiros,

ativos

intangíveis,

e PP&E

Outros

ativos

Total

de ativos

Emprésti

mos

e

financiam

entos

Outros

passivos

Empréstim

os e

financiame

ntos

Outros

passivos

Patrimônio

Líquido

Total

de passivos

Belo Monte Transmissora de Energia 49,00 % 332.604 4.199 920.165 - 1.256.968 453.882 46.277 - 8.733 748.076 1.256.968

Brasnorte Transmissora de Energia

S.A. 49,71 % 16.467 24.149 279.599 - 320.215 11.280 13.838 - 51.941 243.156 320.215

Chapecoense Geração S.A. 40,00 % 176.308 180.185 3.075.967 162.724 3.595.184 136.322 311.290 1.404.553 704.268 1.038.751 3.595.184

Empresa Energética Sinop 49,00 % 53.385 3.445 844.733 2.491 904.054 328.022 56.012 - 19.609 500.411 904.054

Energética Águas da Pedra S.A. 49,00 % 61.765 39.300 753.115 17.353 871.533 34.917 54.031 339.843 12.178 430.564 871.533

Enerpeixe S.A. 40,00 % 82.946 76.736 1.596.186 50.194 1.806.062 - 172.744 - 230.114 1.403.204 1.806.062

ESBR Participações 40,00 % - 908.570 21.685.558 1.655.056 24.249.184 - 1.422.013 11.299.857 4.508.251 7.019.063 24.249.184

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 49,00 % 41.833 646.081 4.149.365 - 4.837.279 197.250 151.399 2.215.079 546.746 1.726.805 4.837.279

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49,00 % - 33.485 1.114.685 16.723 1.164.893 - - 339.848 174.081 650.964 1.164.893

Intesa - Integração Transmissora de

Energia S.A. 49,00 % 36.235 112.742 496.085 - 645.062 31.182 9.001 120.166 93.573 391.140 645.062

Madeira Energia S.A. 39,00 % 299.963 1.308.256 22.180.387 1.182.376 24.970.982 450.779 1.700.678 14.061.238 1.507.190 7.251.097 24.970.982

Manaus Transmissora de Energia

S.A. 49,50 % 32.198 188.813 2.376.236 9.351 2.606.598 69.707 272.606 786.943 310.270 1.167.072 2.606.598

Norte Brasil Transmissora de Energia

S.A. 49,00 % 51.937 265.098 3.425.883 - 3.742.918 78.941 263.100 1.171.337 426.938 1.802.602 3.742.918

Norte Energia S.A. 49,98 % 489.804 442.450 29.964.727 271.620 31.168.601 - 719.033 23.280.595 229.708 6.939.265 31.168.601

Santa Vitória do Palmar 49,00 % - 31.227 1.004.762 22.957 1.058.946 - 182.126 749.633 24.692 102.495 1.058.946

Serra do Facão Energia S.A. 49,47 % 31 52.441 2.044.386 99.362 2.196.220 41.126 163.051 401.137 1.499.884 91.022 2.196.220

STN - Sistema de Transmissão

Nordeste S.A. 49,00 % - 60.313 699.181 3.866 763.360 - - 162.093 240.162 361.105 763.360

Teles Pires Participações 49,40 % 130.877 98.058 4.886.124 236.137 5.351.196 191.893 293.229 3.392.921 80.097 1.393.056 5.351.196

TSBE 80,00 % - 46.675 659.575 - 706.250 - 30.639 337.796 - 337.815 706.250

TSLE 51,00 % - 49.433 914.407 - 963.840 - 91.522 495.271 112.850 264.197 963.840

Chapada do Piauí I Holding S.A. 49,00 % - 51.418 809.359 132 860.909 - - 523.242 160.933 176.734 860.909

Chapada do Piauí II Holding S.A. 49,00 % - 85.298 864.913 - 950.211 - - 512.068 189.113 249.030 950.211

Chuí Holding S.A. 49,00 % - 65.150 609.778 12.747 687.675 - 57.429 373.979 413.628 (157.361 ) 687.675

Empresa Energética do Maranhão

(CEMAR) 33,55 % 310.893 1.963.260 2.573.627 271.559 5.119.339 253.910 711.799 1.997.641 207.715 1.948.274 5.119.339

Lajeado Energia 40,07 % 161.062 92.153 48 1.445.794 1.699.057 6.483 243.394 448.216 2.616 998.348 1.699.057

CTEEP 35,37 % 3.120 580.539 45.812 6.217.757 6.847.228 213.312 155.268 665.649 476.794 5.336.205 6.847.228

CEEE-GT 32,59 % 38.171 454.210 555.108 1.871.335 2.918.824 29.247 298.881 282.253 826.489 1.481.954 2.918.824

Energisa MT 27,52 % 192.754 1.198.769 1.909.436 1.365.792 4.666.751 170.545 918.080 1.297.616 930.884 1.349.626 4.666.751

CEEE-D 32,59 % 73.961 801.912 2.165.618 274.473 3.315.964 4.954 1.346.254 474.965 1.973.387 (483.596 ) 3.315.964

Outro 1.137.504 994.618 10.606.468 1.661.908 14.400.498 1.128.125 1.838.403 3.176.337 1.836.613 6.421.018 14.400.498

II - Resultado

31/12/2016

Joint Ventures e Empresas Coligadas

Receita operacional

líquida Receita Financeira Despesas financeiras Imposto de renda

Lucros

líquidos (prejuízos) Depreciação e amortização

Norte Energia S.A. 654.543 25.268 (175.959 ) 18.640 (76.967 ) (88.813 )

Madeira Energia S.A. (MESA) 2.802.554 146.200 (1.551.719 ) (23.636 ) (617.200 ) (674.767 )

ESBR Participações S.A. 2.386.172 73.078 (1.134.269 ) (722.295 ) 1.310.746 (663.663 )

Teles Pires Participações 713.680 36.607 (321.778 ) 87.812 (121.799 ) (181.471 )

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 830.043 28.693 (233.143 ) (173.345 ) 404.887 (5.065 )

Belo Monte Transmissora - 233.318 (136.430 ) (70.868 ) 17.748 (144 )

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 461.368 10.771 (131.351 ) (143.807 ) 161.966 (1.157 )

Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense) 799.516 43.111 (246.887 ) (122.060 ) 242.143 (86.449 )

Manaus Transmissora de Energia S.A. 266.126 - - (52.455 ) 83.876 (853 )

Empresa de Energia São Manoel - 19.705 (20.069 ) 160.159 (310.897 ) -

Serra do Facão Energia S.A. 282.673 4.402 (210.833 ) 28.620 (43.176 ) (100.578 )

Enerpeixe S.A. 309.696 6.446 (47.824 ) (4.223 ) 126.307 (50.171 )

Empresa Energética SINOP S.A. - - - 2.958 (5.735 ) (6.387 )

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 230.909 5.310 (29.010 ) (60.567 ) 90.768 (53 )

Chapada Piauí I Holding S.A. 112.103 2.089 (98.497 ) (4.129 ) (39.749 ) (30.785 )

Chapada Piauí II Holding S.A. 98.876 2.646 (94.495 ) (3.695 ) (49.971 ) (28.621 )

Paranaíba 141.956 3.456 (57.397 ) (21.544 ) 41.792 (19.456 )

Santa Vitória do Palmar 101.857 4.216 (68.349 ) (4.139 ) 75.503 (51.020 )

TSLE 103.330 3.222 (68.980 ) (18.041 ) 10.861 (52 )

Mata de Santa Genebra 69.788 13.358 (86.721 ) 3.365 (6.403 ) (35 )

Energética Águas da Pedra S.A. 220.698 - - (20.038 ) 107.265 (25.950 )

STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 160.739 3.001 (29.561 ) 43.921 156.718 (47 )

TSBE 56.552 4.314 (36.988 ) (2.809 ) 9.028 (11 )

Goiás Transmissão S.A. (35.469 ) 2.754 (19.761 ) 164 (40.679 ) (254 )

Integração Transmissora de Energia S.A. 100.314 4.504 (13.971 ) (7.035 ) 61.070 (25 )

Chuí 56.486 6.006 (39.276 ) (3.279 ) (57.043 ) (34.658 )

Vamcruz I Participações S.A. 65.723 2.988 (23.057 ) (2.788 ) 6.070 (19.058 )

Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 62.690 (13 ) (38.262 ) (1.961 ) (14.919 ) (20.839 )

Triângulo Mineiro Transmissora 31.551 79.398 (10.050 ) (26.781 ) 34.605 -

Transenergia Renovável S.A. (Transenergia) 65.994 2.086 (11.966 ) (2.931 ) 60.560 (31 )

Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro Baixo) 63.181 1.922 (14.802 ) (2.680 ) 17.200 (10.460 )

CTEEP 7.789.240 76.684 (186.613 ) (2.333.912 ) 4.764.896 (9.061 )

Lajeado Energia 589.060 23.940 (140.539 ) (63.690 ) 177.292 (72.837 )

F-102

Page 313: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2015

Empreendimentos controlados em

conjunto e coligadas

Receita operacional

líquida Receita Financeira Despesas financeiras Imposto de renda

Lucros

líquidos (prejuízos) Depreciação e amortização

Belo Monte Transmissora de Energia 881.398 55.344 (53.783 ) (8.599 ) (18.260 ) (52 )

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 36.641 1.623 (2.473 ) (9.035 ) 20.099 -

Chapecoense Geração S.A. 738.792 32.149 (143.821 ) (119.721 ) 183.166 (34.867 )

Empresa Energética Sinop - 3.362 15.052 2.491 10.119 (179 )

Energética Águas da Pedra S.A. 188.908 5.194 (30.325 ) (7.187 ) 37.489 (20.430 )

Enerpeixe S.A. 435.627 8.389 (46.278 ) (8.150 ) 170.269 (49.385 )

ESBR Participações S.A. 2.412.946 13.446 (686.016 ) 348.386 (699.349 ) (433.313 )

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 279.257 3.105 (25.245 ) (27.667 ) 53.798 (26 )

Interligação Elétrica do Madeira S.A. 610.279 25.100 (249.207 ) (102.072 ) 240.216 (103 )

Intesa - Integração Transmissora de Energia

S.A. 92.484 3.701 (13.744 ) (13.408 ) 51.267 -

Madeira Energia S.A. 2.604.869 161.751 (1.128.693 ) 614.983 18.026 (480.611 )

Manaus Transmissora de Energia S.A. 174.519 5.064 (79.158 ) (29.656 ) 52.446 -

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 340.080 4.357 (138.058 ) (63.807 ) 113.850 -

Norte Energia S.A. 120.653 93.444 (86.679 ) 23.886 (40.819 ) (6.195 )

Santa Vitória do Palmar Holding S.A. 94.618 2.061 (88.409 ) (3.499 ) (227.750 ) (46.109 )

Serra do Facão Energia S.A. 280.164 3.318 (272.574 ) 62.402 (135.032 ) (43.587 )

STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 159.741 3.805 (28.589 ) (23.234 ) 92.806 (111 )

Teles Pires Participações 354.316 14.978 (184.328 ) 57.671 (188.695 ) (57.283 )

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 73.863 4.407 (35.495 ) (3.442 ) (31.964 ) (10 )

Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 150.922 2.077 (63.619 ) 495 (19.026 ) -

Chapada do Piauí I Holding S.A. 44.733 265 (44.205 ) (1.455 ) (19.511 ) (12.104 )

Chapada do Piauí II Holding S.A. - - (4.590 ) - (4.813 ) -

Chuí Holding S.A. 73.031 271 (23.104 ) (2.348 ) (233.111 ) (18.222 )

Empresa Energética do Maranhão (CEMAR) 2.738.793 388.912 (368.729 ) (79.311 ) 363.803 (127.052 )

Lajeado Energia 489.975 23.351 (67.944 ) (26.879 ) 92.373 (28.767 )

CTEEP 1.089.287 121.244 (125.566 ) (85.270 ) 504.430 (7.776 )

CEEE-GT 671.279 247.884 (195.384 ) 66.419 84.947 (26.445 )

Energisa MT 3.483.404 255.036 (378.233 ) (24.433 ) 45.246 (118.601 )

CEEE-D 3.376.936 460.746 (532.921 ) 40.766 (514.244 ) (58.633 )

15.4.1 - Empresas de Distribuição:

(a) Celg - Distribuição - CELG-D - Em 26 de Setembro de 2014, a Empresa adquiriu 51% do capital ordinário da CELG - D,

tornando-se a empresa-controladora da CELG - D (ver Nota 43). CELG D é uma empresa privada, e possui concessão para

distribuição de energia elétrica; foi constituída em 23 de Março de 2007. A Eletrobras detém 51% do capital social, e a CELGPAR

detém 49%.

Celg-D detém concessões para distribuição de energia elétrica em 237 municípios, 391 distritos e cidades no Estado de Goiás, com

2.826.562 consumidores, cobrindo uma área de 336.871 km²*, regido pelo Contrato de Concessão nº 63, de 25 de Agosto de 2000,

celebrado por e entre a ANEEL, CELG D, e o então acionista majoritário.

A Celg-D teve sua concessão estendida pela assinatura, em 29 de dezembro de 2015, do quinto aditivo ao contrato de concessão nº

63/2000 - ANEEL, ver Nota 2.1.

Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou a subsidiária em questão como um ativo mantido para venda, uma vez que a

Empresa se comprometeu a alienar o controle acionário sobre a referida subsidiária, realizado no leilão de Privatização ocorrido em

30 de novembro de 2016. Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda de ações CELG D entre a

Eletrobras, a Empresa Celg de Participações (CELGPAR) e a ENEL BRASIL S/A, de acordo com o cronograma estabelecido. Para

mais detalhes, ver Nota 42.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-103

Page 314: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

15.4.2 Empresas de Geração e Transmissão:

(a) Eletrosul Centrais Elétricas S.A. - seu principal objetivo é a transmissão e geração de energia elétrica diretamente ou através

de participações em Sociedades de Propósito Específico. A Empresa realiza estudos, projetos, construção, operação e manutenção de

instalações de transmissão de energia elétrica e sistemas de geração, tais atividades que são reguladas.

(b) Empresa Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF - concessionária de serviço de energia elétrica cuja finalidade é gerar,

transmitir e comercializar energia elétrica. O seu sistema de geração e sistema hidrotérmico predominantemente utiliza usinas

hidrelétricas que respondem por 97% da produção total. As operações da CHESF na geração de energia elétrica incluem 13 usinas

hidrelétricas e 1 usina termelétrica, para uma potência total instalada de 10.613 MW*, e a atividade de transmissão do sistema é

composta por 119 subestações e 20.313,3 quilômetros Km* de linhas de alta tensão.

Em 31 de dezembro de 2015, foram concluídos os processos necessários à efetiva retirada da CTEEP da composição acionária da SPE

Extremoz Transmissora do Nordeste (ETN S.A.) com a agência reguladora (ANEEL). Assim, a subsidiária Chesf passou a deter 100%

das ações na Extremoz.

No final de 2015, a Chesf comprou o controle sobre a SPE Tamanduá Mirim 2 Energia S.A., pertencente ao Complexo Eólico Pindaí

III, por diluição permanente do interesse do parceiro Sequoia Cpaital Ltda. neste empreendimento. Como tal, a subsidiária Chesf passa

a deter controle com 83,01% da participação neste empreendimento.

(c) Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) - concessionária de energia elétrica de utilidade pública subsidiária

pela Empresa, com operações principalmente no Estado do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia,

Roraima e Tocantins. As operações da Empresa com geração de energia elétrica incluem 4 usinas hidrelétricas, com capacidade

instalada de 8.860,05 MW* e 8 usinas termelétricas, com capacidade de 521,82 MW*, dando uma capacidade instalada de 9.381,87

MW*. A transmissão de energia elétrica é feita através de um sistema composto por 11.617,12 Km* de linhas de transmissão, 56

subestações no Sistema Interligado Nacional (SIN), 190,20 Km* de linhas de transmissão, 1 subestação no sistema isolado,

totalizando 11.807,32 Km* de linhas de transmissão e 57 subestações.

(d) Furnas Centrais Elétricas SA (FURNAS) - essa Empresa atua na geração, transmissão e comercialização, predominantemente

na região abrangida pelo Distrito Federal e pelos Estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná, Espírito Santo, Goiás,

Mato Grosso, Pará, Tocantins, Rondônia, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Rio Grande do Norte, Ceará e Bahia, além de deter

participações em Sociedades de Propósito Específico. O sistema de produção de energia elétrica operado pela FURNAS é composto

por 10 usinas hidrelétricas integrais, 2 em parceria com a iniciativa privada e 8 sob o regime de sociedade de propósito específico

(SPE), com uma capacidade instalada de 16.586,26 MW*, e duas usinas termelétricas com 530 MW* de energia total instalada.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-104

Page 315: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

15.4.3 - Outras Empresas

a) Empresa Energética do Maranhão (CEMAR) concessionária de eletricidade de serviço, que planeja, constrói e explora a

eletricidade sub-transmissão, transformação, distribuição e sistemas de comercialização.

A Empresa detém concessões para a distribuição de energia elétrica em 217 municípios no Estado do Maranhão, de acordo com o

Contrato de Concessão No 60, de 28 de agosto de 2000, firmado com a ANEEL, o qual permanecerá em vigor até agosto de 2030 e

poderá ser prorrogado por um período adicional de 30 anos.

b) Eletrobras Participações S.A. (Eletropar) subsidiária da Empresa cuja finalidade corporativa é investimento em outras

empresas. Em 15 de dezembro de 2015, a Assembleia Geral de Credores da Eletronet SA, da qual a Eletropar é agente da Furnas,

Chesf e Eletronorte, decidiu liquidar as obrigações da Eletronet e foi protocolada uma declaração legal de extinção de obrigações e

conclusão de falência. As atividades normais foram retomadas e foram produzidos outros efeitos relevantes.

c) Empresa Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) - uma companhia de capital aberto cujo

acionista majoritário é o Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Empresa Estadual de Energia Elétrica Participações (CEEE-Par), a

qual detém 65,92% do total capital social. O objetivo da Concessionária é explorar sistemas de produção e transmissão de energia

elétrica.

d) Empresa Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) uma empresa de capital aberto autorizada a operar como

concessionária de uso de energia elétrica, tendo como principais atividades o planejamento, construção e operação de sistemas de

transmissão de energia elétrica.

Em 31 de dezembro de 2016, a CTEEP determinou e reconheceu na contabilização os efeitos da atualização do ativo financeiro das

instalações da RBSE, com impacto de R$ 7.318.500 em ativos financeiros, R$ 6.503.600 sobre a receita operacional líquida

(R$ 814.900 para o PIS e COFINS deferidos), R$ 2.211.200 nas provisões para imposto de renda e contribuição social deferidos e

R$ 4.292.400 sobre o lucro líquido (impactos sobre os efeitos totais, esses impactos são refletidos na Empresa na proporção de sua

participação).

e) Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA - sociedade anônima de capital aberto da Equatorial Energia S.A. (Equatorial), que

atua na distribuição e geração de energia elétrica no Estado do Pará, atendendo a consumidores em 143 municípios, nos termos do

Contrato de Concessão 182/1998, assinado em 28 de julho de 1998, com prazo de concessão de 30 anos, e vencimento em 28 de julho

de 2028. Além do contrato de distribuição, a CELPA mantém o Contrato de Concessão de Geração 181/98 para 34 Usinas

Termelétricas, 11 das quais possui e 23 pertencentes a terceiros, para exploração de geração de eletricidade por um período de

30 anos, com vencimento em 28 de julho, 2028, renovável por um período adicional de 30 anos. Em 31 de dezembro de 2016, essa

subsidiária possuía capital circulante líquido de R$ 950.562 (capital circulante líquido de R$ 350.275 em 31 de dezembro de 2015),

determinou um patrimônio líquido de R$ 2.118.012 (R$ 1.844.970 em 31 de dezembro de 2015) e lucros acumulados de R$ 351.556

(perda de R$ 392.340 em 31 de dezembro de 2015).

Todos os débitos devidos pela subsidiária até a data de apresentação de sua petição de recuperação de falência, mesmo aqueles ainda

não vencidos, com todas as exceções legais, deverão ser pagos de acordo com o plano de recuperação judicial aprovado em 1º de

setembro de 2012 durante as reuniões gerais de credores.

F-105

Page 316: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

f) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. (EMAE) a concessionária de um complexo de hidroenergia localizado no

Alto Tietê, centrada na Usina Hidrelétrica Henry Borden. EMAE também tem a UHE Rasgão e a UHE Porto Góes, ambas no rio

Tietê. No Vale do Paraíba, no município de Pindamonhangaba, UHE Isabel está instalada, que atualmente não está funcionando. Em

31 de dezembro de 2016, essa subsidiária possuía capital circulante líquido de R$ 127.875 (R$ 112.812 em 31 de dezembro de 2015).

g) Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. (Energisa MT) - companhia de capital aberto sob controle acionário da

Energisa, S.A., atuando na área de distribuição de energia elétrica, além da geração utilizando usinas térmicas para servir sistemas

isolados em sua área de concessão, a qual abrange o Estado de Mato Grosso, atendendo consumidores de 141 municípios. De acordo

com o Contrato de Concessão 03/1997, assinado em 11 de dezembro de 1997, o prazo da concessão é de 30 anos, com vencimento em

11 de dezembro de 2027, renovável por um período adicional de 30 anos. Além do contrato de distribuição, a Empresa possui um

Contrato de Concessão de Geração 04/1997, para 3 Usinas Termelétricas com as suas respectivas subestações associadas, com

vencimento em 10 de dezembro de 2027.

h) Norte Energia S.A. - uma sociedade de propósito específico, de capital fechado, com a finalidade de realizar todas as

atividades necessárias para a instalação, operação, manutenção e exploração da Usina Hidroelétrica Belo Monte (UHE Belo Monte),

no rio Xingu, localizado no Estado do Pará, e das instalações de transmissão, com interesse restrito à central geradora. A Empresa

detém 49,98% do capital social da Norte Energia. Esta subsidiária gastou quantias significativas em custos de organização,

desenvolvimento e pré-operação, que, de acordo com estimativas e projeções, devem ser absorvidos pelas receitas de operações

futuras. A subsidiária terá recursos financeiros dos seus acionistas e de terceiros em quantidades significativas, a fim de completar a

sua Usina Hidrelétrica. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possuía um capital circulante líquido negativo de R$ 836.503

(R$ 359.526 em 31 de dezembro de 2015).

i) Madeira Energia S.A. - uma companhia de capital fechado constituída em 27 de agosto de 2007, com a finalidade de

construção e exploração da Usina Hidrelétrica de Santo Antônio, localizada no Rio Madeira, no município de Porto Velho, Estado de

Rondônia, e do seu Sistema de Transmissão Associado. A Empresa detém 39% do capital votante da Madeira Energia S.A. (MESA).

A subsidiária incorreu despesas com o projeto para a construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio, as quais, de acordo com as

projeções financeiras preparadas pela sua administração, deverão ser absorvidas pelas receitas das operações.

Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária MESA, na qual a Furnas detém 39% do capital votante, possuía um passivo circulante

líquido de R$ 1.865.335 (R$ 543.238 em 31 de dezembro de 2015). A fim de corrigir o seu capital circulante negativo, a subsidiária

conta com contribuições financeiras de seus acionistas. Parte desse total reflete uma deterioração do valor esperado da receita de

despesas reembolsáveis com o Consórcio Construtor Santo Antônio (CCSA).

Esse recebível originado a partir da assinatura do segundo aditivo do Contrato de Concessão com a ANEEL, com base na

apresentação de um cronograma para operações comerciais pela CCSA, antecipando, pela segunda vez, o lançamento das operações

das unidades geradoras, sendo tal compromisso assinado, em seguida, como parte do Contrato de Instalação da Santo Antonio UHE e

dos “Termos e Condições”. No entanto, esse cronograma não foi cumprido, o que significa que o resultado líquido desse cálculo gera

para a MESA um direito de compensação com a CCSA.

F-106

Page 317: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Para verificar o cálculo destas despesas reembolsáveis, a CCSA solicitou a aplicação da Cláusula 31.1.2.1.1 do Contrato EPC, que

apresenta um limite contratual de R$ 122,00/MWh* para a transferência do custo de compra de energia. À luz dessa análise, a

Diretoria Executiva da MESA realizou, durante o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, revisão adicional, alterando

sua estimativa quanto ao valor realizável do ativo (o direito acima mencionado de reembolso junto à CCSA). Dessa forma, pelo valor

total da despesa reembolsável de R$ 1.508.567, foi reconhecida uma redução ao valor recuperável cujo valor em 31 de dezembro de

2016 era de R$ 678.551, o que reflete o valor líquido esperado recebido de R$ 885.086 em dezembro de 2016 (R$ 830.016 em 31 de

dezembro de 2015).

Para solucionar questões sobre o uso do limitador de contrato considerado no cálculo de parte dos resultados líquidos da utilização

antecipada do cronograma de início da operação comercial da usina, estabelecido na 2ª Adenda ao Contrato de Concessão firmado

com a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), que originou a referida deficiência, a subsidiária protocolou na Câmara de

Arbitragem Internacional de Comércio Internacional (“ICC”) um processo de arbitragem com a CCSA, que é confidencial, nos termos

do Regulamento de Arbitragem da ICC. O tribunal arbitral foi instalado em janeiro de 2017.

Por meio de outro procedimento arbitral de confidencialidade iniciado em 2014 contra a MESA e com a Câmara de Arbitragem do

Mercado (CAM nº 048/2014), os sócios SAAG Investimentos S.A. (SAAG) e Cemig Geração e Transmissão S.A. questionaram

substancialmente parte do aumento de capital aprovado na MESA destinada ao pagamento de indenizações do Consórcio Construtor

Santo Antônio (“CCSA”), no valor aproximado de R$ 780 milhões com base na não determinação dos valores supostamente devidos

pela CCSA e aprovação prévia do Conselho de Administração, conforme exigido pelo Estatuto Social e Acordo de Acionistas da

MESA, bem como a existência de créditos que a CCSA devia, elegíveis para indenização, em valor superior aos créditos.

O desafio da parcela do referido aumento de capital foi baseado na ausência de determinação dos valores supostamente devidos pela

CCSA e aprovação prévia pelo Conselho de Administração, conforme exigido pelo Estatuto Social e Acordo de Acionistas da MESA,

bem como a existência de créditos que a CCSA devia, elegíveis para compensação, em um montante superior aos créditos.

Antes da instalação do procedimento de arbitragem, os Requerentes de arbitragem obtiveram uma liminar preparatória que suspendeu

o prazo para que esses acionistas exercessem o primeiro direito de recusa em subscrever e pagar sua parcela proporcional do aumento

de capital da MESA. Em decorrência da concessão da referida intimação, foram suspensos todos os efeitos das deliberações em

relação à SAAG e à Cemig GT e suas participações na MESA, inclusive no que se refere à diluição e penalidades estabelecidas no

Acordo de Acionistas da MESA.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

F-107

Page 318: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 2016, a Câmara de Arbitragem do Mercado reconheceu integralmente o direito dos Requerentes e ordenou a anulação dos atos

impugnados.

Dada esta determinação arbitral final, a FURNAS e os Requerentes do Procedimento Arbitral CAM nº 048/2014 estão analisando

todas as medidas a tomar para implementar a decisão a favor dos investidores.

j) ESBR Participações S.A. (ESBRP) - ESBR Participações S.A. (“ESBRP”), uma empresa privada, tem seu objeto social

unicamente para investimento na Sociedade de Propósito Especial (SPE) chamada Energia Sustentável do Brasil S.A. (“ESBR”), que

detém as concessões para uso de bem público para exploração da Usina Hidrelétrica de Jirau, que está sendo construída no Rio

Madeira, no Estado de Rondônia. A empresa detém 40% do capital da ESBRP. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possuía um

patrimônio líquido negativo de R$ 611.716 (R$ 513.443 em 31 de dezembro de 2015), prejuízos acumulados de R$ 801.902

(R$ 2.112.648 em 31 de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de R$ 8.329.809 (R$ 7.019.063 em 31 de dezembro de 2015).

k) Interligação Elétrica do Madeira S.A. (IEMadeira) - constituída em 18 de dezembro de 2008, com o propósito de explorar a

concessão de transmissão de energia elétrica de utilidade pública, particularmente as linhas de transmissão e subestações conectadas

aos Lotes D e F de Licitação nº 007/2008 da ANEEL: O Porto Velho - linha de transmissão Araraquara entrou em operação comercial

em 1º de agosto de 2013. A estação de Inversão e Correção entrou em operação comercial em 12 de maio de 2014. A empresa detém

49% do capital da IE Madeira.

l) A Manaus Transmissora de Energia SA - é uma companhia de capital fechado constituída em 22 de abril de 2008, com o

propósito específico de explorar concessões de serviços públicos de transmissão de energia elétrica, fornecida por meio de instalação,

operação, manutenção e construção de instalações de transmissão para o sistema elétrico interligado brasileiro, de acordo com as

normas estabelecidas na legislação e a regulamentação em vigor.

A SPE detém uma concessão para construção, operação e manutenção das linhas de transmissão de 500 kV* Oriximiná/Cariri CD, SE

Itacoatiara 500/138 kV* e SE Cariri 500/230 kV*.

O contrato de concessão foi assinado em 16 de outubro de 2008, por um período de trinta anos; as atividades operacionais tiveram

início em 2013.

A Empresa detém 49,50% do capital da Manaus Transmissora de Energia S.A.

m) Teles Pires Participações S.A. - o objeto desta empresa está investindo na Empresa Hidrelétrica Teles para a implantação da

usina Hidrelétrica Teles Pires. A Empresa detém 49,44% do capital social da Teles Pires Participações S.A. Em 31 de dezembro de

2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 382.479 (R$ 256.187 em 31 de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de

R$ 1.167.993 (R$ 1.393.056 em 31 de dezembro de 2015).

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

n) Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. - sociedade de capital fechado de propósito específico, tem por objeto realizar

todas as atividades necessárias à implantação, operação, manutenção e exploração do Sistema de Transmissão da Mata de Santa

Genebra, composto por três linhas de transmissão que cruzam as cidades de São Paulo e Paraná. A Empresa detém 49,9% da Mata de

Santa Genebra Transmissora S.A. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 482.773 e um

patrimônio líquido de R$ 382.295.

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Page 319: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

o) Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. - sociedade de propósito específico para a realização de todas as atividades

necessárias à implantação, operação, manutenção e exploração da Linha de Transmissão CC Xingu/Estreito e instalações associadas

que atravessam cidades nos Estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais. A Empresa detém 49% da Belo Monte Transmissora

de Energia SPE S.A. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 1.799.692 (R$ 163.356 em 31

de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de R$ 2.130.120 (R$ 748.076 em 31 de dezembro de 2015).

p) Empresa Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D) - sociedade anônima cujo acionista controlador é o Estado

do Rio Grande do Sul por meio da Empresa Estadual de Energia Elétrica Participações (CEEE-Par), empresa detentora de 65,92% do

total capital. O objeto da Concessionária é distribuir eletricidade para 72 cidades do Rio Grande do Sul, atendendo aproximadamente 4

milhões de unidades consumidoras. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possui um capital de giro negativo de R$ 1.040.749

(R$ 475.335 em 31 de dezembro de 2015), determinando um saldo de R$ 1.236.010 (R$ 483.596 em 31 de dezembro de 2015) e

perdas acumuladas de R$ 2.416.289 (R$ 1.889.110 em 31 de dezembro de 2015). Assim, em 31 de dezembro de 2016, o investimento

nessa subsidiária é zero.

q) Amazonas GT - suas principais atividades são a geração e transmissão de energia elétrica no estado do Amazonas. Em 31 de

dezembro de 2016, a subsidiária possui um capital de giro negativo de R$ 307.876 (R$ 517.988 em 31 de dezembro de 2015), passivo

circulante de R$ 158.036 (patrimônio líquido de R$ 192.667 em 31 de dezembro de 2015) e perdas de R$ 593.456 (R$ 243.206 em

31 de dezembro de 2015), e depende do apoio financeiro da Empresa. Em 1º de Julho de 2015, a subsidiária foi constituída como uma

empresa sob o controle da Amazonas D, devido ao processo de desverticalização da Amazonas Energia (ver Nota 1).

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

15.6.3 - Empresas sob Administração

a) Empresa de Eletricidade do Amapá - CEA - em 12 de novembro de 2012, a Empresa assinou uma carta de preposição,

buscando participar no processo de reestruturação financeira da empresa Empresa de Eletricidade do Amapá.

A Empresa e o Estado do Amapá celebraram um acordo de acionistas e um acordo de gestão em 12 de setembro de 2013, buscando

alcançar a recuperação econômica/financeira do CEA que, após a implementação, oferece a opção de compra pela Empresa de

controle acionário da empresa recuperada. Para esse fim, a Empresa assume a gestão executiva da CEA, por meio de sua

representação majoritária no Conselho de Administração, e por meio de indicação de dois membros do Conselho Executivo da CEA,

que serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado.

Nesse processo, o Estado do Amapá obteve financiamento do Governo Federal a fim de liquidar as dívidas de CEA com a Eletrobras e

outros fornecedores, além de preparar um Plano de Contingência que será encaminhado para aprovação pela ANEEL.

b) Empresa Energética de Roraima - CERR - em 26 de novembro de 2012, a Empresa assinou um memorando de entendimento,

buscando participar do processo de reestruturação financeira da Empresa Energética de Roraima. Este processo prevê que a Empresa

poderá assumir o controle da CERR através da aquisição do controle acionário da empresa.

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Page 320: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Empresa e o Governo do Estado de Roraima inicialmente celebraram um acordo de acionistas e um acordo de gestão, respeitando as

autorizações necessárias, buscando alcançar a recuperação econômica/financeira da CERR que, após a implementação na íntegra,

oferece a opção de compra pela Empresa do controle acionário da empresa recuperada. Para esse fim, a Empresa assume a gestão

executiva da CERR, por meio de sua representação majoritária no Conselho de Administração, e por meio de indicação de dois

membros do Conselho Executivo da CERR, que serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado.

Nesse processo, o Governo do Estado de Roraima obteve financiamento a fim de liquidar as dívidas de CERR com a Eletrobras e

outros fornecedores, além de preparar um plano de contingência que será encaminhado para aprovação pela ANEEL.

De acordo com a Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME), em 03 de agosto de 2016, a Empresa Energética de Roraima

(CERR), subsidiária pelo Estado de Roraima, solicitou a renovação da concessão de serviços de distribuição de eletricidade negada,

concedida pela Portaria MME nº 920, de 5 de novembro de 2016.

Assim, de acordo com o artigo 9, parágrafo primeiro, da Lei 12.783/2013, o Ministério de Minas e Energia designou a subsidiária da

Eletrobras Boa Vista Energia S.A. (“Boa Vista”) como responsável pela prestação de serviços públicos de distribuição de energia

elétrica na área da concessão da CERR no momento, no interior do estado de Roraima, até que uma nova concessionária assuma em

uma nova proposta a ser realizada, ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro.

Devido à não renovação da concessão da Empresa Energética de Roraima (CERR), o acordo de acionistas celebrado entre a Eletrobras

e o Estado de Roraima, em 12 de setembro de 2013, para administração compartilhada da CERR, perdeu sua validade, conforme

estabelecido no mesmo instrumento.

As obrigações contratadas pela Boa Vista na provisão temporária da concessionária serão assumidas pela nova concessionária, nos

termos do edital de concurso a ser emitido pela Autoridade de Concessão, não cabendo à Eletrobras ou Boa Vista, durante o período

de prestação temporária de serviços, contribuir para qualquer financiamento para a CERR, nem mesmo para a manutenção ou

operação de serviços de distribuição.

15.6.4 - Sociedades de Propósito Específico

Nos últimos anos, as empresas da Eletrobras formalizaram investimentos em parceiros para projetos com empresas privadas, nas quais

a Empresa atua como acionista minoritária, mantendo ações preferenciais. Esses projetos procuram envolver a Empresa no setor de

geração e transmissão de energia elétrica, e os seus valores são refletidas no Ativo - Investimentos.

A esse mesmo respeito, considerando a necessidade de ampliar os investimentos no Setor Elétrico, as empresas controladas pela

Empresa detêm participações, também como acionistas minoritárias, com as ações ordinárias, em diversas empresas, com concessão

para a prestação de serviços de energia elétrica, classificadas no Ativo - Investimentos. Os investimentos mais significativos em

sociedades de propósito específico são os seguintes:

F-110

Page 321: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação Sede

Sistema de Transmissão Nordeste - STN Transmissão Chesf 49,00 % Alusa 51,00 % Em Operação Brasil

Manaus Construtora Ltda. Construção -

Transmissão

Chesf 19,50 % Abengoa 50,50 % Em Operação Brasil

Eletronorte 30,00 %

Energia Sustentável do Brasil - ESBR Geração - UHE Jirau Chesf 20,00 % GDF Suez Energy

Latin America Ltda.

40,00 % Em Operação Brasil

Eletrosul 20,00 % Mizha Participações

S.A.

20,00 %

Intesa - Integração Transmissora de Energia Transmissão Chesf 12,00 % Brasil Energia 51,00 % Em Operação Brasil

Eletronorte 37,00 %

Interligação Elétrica do Madeira S.A. Transmissão Chesf 24,50 % CTEEP 51,00 % Em Operação Brasil

Furnas 24,50 %

TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Transmissão Chesf 49,00 % ATP Engenharia Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Chesf 15,00 % Petros 10,00 %

Norte Energia S.A. Geração - UHE Belo

Monte

Eletronorte 19,98 % Outro 39,77 % Pré-Operacional Brasil

Eletrobras 15,00 %

TAESA 52,60 %

Empresa Transmissora do Alto Uruguai - ETAU Transmissão Eletrosul 27,42 % DME Energética 10,00 % Em Operação Brasil

CEEE-GT 10,00 %

Enerpeixe S.A. Geração - UHE Peixei

Angical

Furnas 40,00 % EDP 60,00 % Em Operação Brasil

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Abengoa 51,00 % Em Operação Brasil

Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 51,00 % CEEE-GT 49,00 % Em Operação Brasil

Bimetal 26,99 %

Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia Transmissão Eletronorte 49,00 % Alubar 10,76 % Em Operação Brasil

Linear 13,25 %

Amapari Energia S.A. Geração - UTE Serra

do Navio

Eletronorte 49,00 % MPX Energia S.A. 51,00 % Em Operação Brasil

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,71 % Taesa 38,70 % Em Operação Brasil

Alusa 41,00 %

Empresa Transudeste de Transmissão Transmissão Furnas 25,00 % Cemig 24,00 % Em Operação Brasil

EATE 10,00 %

Alusa 41,00 %

Empresa Transirapé de Transmissão Transmissão Furnas 24,50 % Cemig 24,00 % Em Operação Brasil

EATE 10,00 %

Chapecoense Geração - UHE Foz

do Chapecó

Furnas 40,00 % CPFL 51,00 % Em Operação Uruguai

CEEE-GT 9,00 %

Serra do Facão Energia Geração - UHE Serra

do Facão

Furnas 49,47 % Alcoa Alumínio 34,97 % Em Operação Brasil

DME Energética 10,08 %

Camargo Corrêa 5,48 %

Retiro Baixo Geração - Retiro

Baixo

Furnas 49,00 % Orteng 25,50 % Em Operação Brasil

Arcadis Logos 25,50 %

Baguari Energia Geração -

UHE Baguari

Furnas 30,61 % Cemig 69,39 % Em Operação Brasil

Empresa de Transmissão Centroeste de Minas Transmissão Furnas 49,00 % Cemig 51,00 % Em Operação Brasil

Transenergia Renovável S.A. Transmissão Furnas 49,00 % GEBRAS

Participações Ltda.

51,00 % Em Operação Brasil

Vamcruz I Participações S.A. Geração de Eólica Chesf 49,00 % Outro 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Complexo Sento Sé I Geração - EOL Pedra

Branca, EOL São

Pedro do Lago, EOL

Sete Gameleiras

Chesf 49,00 % Brennand Energia 51,00 % Em Operação Brasil

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Transmissão Chesf 49,00 % CTEEP 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Chuí Holding Geração - Eólica Eletrosul 49,00 % Rio Bravo 51,00 % Em Operação Brasil

Livramento Geração - Cerro

Chato IV, V,

VI, Ibirapuitã

Eletrosul 59,00 % Rio Bravo 41,00 % Em Operação Brasil

Santa Vitória do Palmar Geração - Verace I a

X

Eletrosul 49,00 % Rio Bravo 51,00 % Em Operação Brasil

TSBE - Transmissora Sul Brasileira de Energia S/A Transmissão Eletrosul 80,00 % Copel 20,00 % Em Operação Brasil

TSLE - Transmissora Sul Litorânia de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 51,00 % CEEE-GT 49,00 % Em Operação Brasil

Marumbi Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 20,00 % Copel 80,00 % Em Operação Brasil

Costa Oeste Transmissora de Energia Transmissão Eletrosul 49,00 % Copel 51,00 % Em Operação Brasil

Teles Pires Participações S.A. Geração - UHE Teles

Pires

Eletrosul 24,72 % Neoenergia 50,60 % Em Operação Brasil

Furnas 24,70 %

Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Alupar 46,00 % Em Operação Brasil

Mavi 5,00 %

Construtora Integração Transmissão Eletronorte 49,00 % Abengoa 51,00 % Em Operação Brasil

Transnorte Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Alupar 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Brasvento Eolo Geradora Energia Geração - EOL Rei

dos Ventos

Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Em Operação Brasil

Furnas 24,50 %

Brasventos Miassaba 3 Geradora Geração - EOL

Miassaba 3

Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Furnas 24,50 %

Rei dos Ventos 3 Geradora Geração - EOL Rei

dos Ventos 3

Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Furnas 24,50 %

Luziânia - Niquelândia Transmissora S.A. Transmissão Furnas 49,00 % State Grid

Corporation of China

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Caldas Novas Transmissão Transmissão Furnas 49,90 % Desenvix 22,50 % Em Operação Brasil

Santa Rita 12,50 %

CEL 12,52 %

Goiás Trasnmissão S.A. Transmissão Furnas 49,00 % Bogotá 51,00 % Em Operação Brasil

Madeira Energia S.A. Geração - UHE Santo

Antônio

Furnas 39,00 % Odebrecht Energia 18,60 % Em Operação Brasil

Page 322: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação Sede

SAAG Investimentos

S.A.

12,40 %

Cemig 10,00 %

Fundo de

Investimento em

Participações

Amazônia Energia

20,00 %

MGE - Transmissão Transmissão Furnas 49,00 % Gebbras Participações

Ltda

51,00 % Em Operação Brasil

F-111

Page 323: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação Sede

Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Transmissão Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Em Operação Brasil

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Transmissão Furnas 24,50 % Copel 24,50 % Em Operação Brasil

State Grid 51,00 %

Central Eólica Famosa I Geração - Parque

Eólico Famosa I

Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Central Eólica Pau Brasil Geração - Parque

Eólico Pau Brasil

Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Central Eólica Rosada Geração - Parque

EOL Rosada

Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Central Eólica de São Paulo Geração - Parque

EOL Rosada

Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil

Vale do São Bartolomeu Transmissão Furnas 39,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

CELG GT 10,00 %

F-112

Page 324: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação Sede

Punaú I Geração - EOL Punaú

I

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Punaú I 0,01 %

Carnaúba I Geração - EOL

Carnaúba I

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Carnaúba I 0,01 %

Carnaúba II Geração - EOL

Carnaúba II

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Carnaúba II 0,01 %

Carnaúba III Geração - EOL

Carnaúba III

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Carnaúba III 0,01 %

Carnaúba V Geração - EOL

Carnaúba V

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Carnaúba V 0,01 %

Cervantes I Geração - EOL

Cervantes I

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Cervantes I 0,01 %

Cervantes II Geração - EOL

Cervantes II

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

50,99 % Pré-Operacional Brasil

CGE Cervantes II 0,01 %

Bom Jesus Geração - EOL Bom

Jesus

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Cachoeira Geração - EOL

Cachoeira

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Pitimbu Geração - EOL

Pitimbu

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

São Caetano I Geração - EOL São

Caetano I

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

São Caetano Geração - EOL São

Caetano

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

São Galvão Geração - EOL São

Galvão

Furnas 49,00 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Empresa Energética Sinop S.A. Geração - UHE Sinop Eletronorte 24,50 % FIP Participações

Caixa Milão

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Chesf 24,50 %

Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 24,50 % State Grid Brazil

Holding (SGBH)

51,00 % Pré-Operacional Brasil

Furnas 24,50 %

Tijoa Participações e Investimentos Geração - UHE Três

Irmãos

Furnas 49,90 % Fundo de

Investimento em

Participações

Constantinopla

50,10 % Pré-Operacional Brasil

São Manoel Geração - UHE São

Manoel

Furnas 33,33 % CWEI (Brasil)

Participações

33,30 % Pré-Operacional Brasil

EDP Brasil 33,40 %

Itaguaçu da Bahia Geração - EOL

Itaguaçu da Bahia

Furnas 49,00 % Salus FIP 49,00 % Pré-Operacional Brasil

Casa dos Ventos

Energia Renovável

2,00 %

Complexo Sento Sé II Geração - EOL

Baraúnas I; Morro

Branco I e Mussambê

Chesf 49,00 % Brennand Energia

S.A.

50,90 % Em Operação Brasil

Brennand Energia

Eólica

0,10 %

Complexo Sento Sé III Geração - EOL

Baraúnas II e Banda

de Couro

Chesf 49,00 % Brennand Energia

S.A.

50,90 % Em Operação Brasil

Brennand Energia

Eólica

0,10 %

Complexo Chapada do Piauí I Geração - EOL

Ventos de Santa

Joana IX a XIII; XV e

XVI

Chesf 49,00 % ContourGlobal do

Brasil Holding

36,00 % Em Operação Brasil

Salus - Fundo de

Investimento em

Participações

14,90 %

Ventos Santa Joana

Energias

0,10 %

F-113

Page 325: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação Sede

Complexo Chapada do Piauí II Geração - EOL

Ventos de Santa

Joana I, III a V, VI e

Ventos Santo

Augusto IV

Chesf 49,00 % ContourGlobal do

Brasil Holding

46,00 % Em Operação Brasil

Salus - Fundo de

Investimento em

Participações

4,90 %

Ventos Santa Joana

Energias

0,10 %

Complexo Serra das Vacas Geração - EOL Serra

das Vacas I - IV

Chesf 49,00 % PEC Energia 51,00 % Em Operação Brasil

Transenergia São Paulo Transmissão Furnas 49,00 % J. Malucelli 51,00 % Em Operação Brasil

Lago Azul Transmissora Transmissão Furnas 49,90 % Celg GT 50,10 % Em Operação Brasil

Mata de Sta. Genebra Transmissora Transmissão Furnas 49,90 % Copel 50,10 % Em Operação Brasil

Energia Olímpica Transmissão Furnas 49,90 % Light S.A. 50,10 % Pré-Operacional Brasil

Manaus Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 30,00 % Abengoa 50,50 % Em Operação Brasil

Chesf 19,50 %

Inambari Geração de Energia (Igesa) UHE Inambari Furnas 19,61 % OAS 51,00 % Em Operação Brasil/Peru

Eletrobras 29,40 %

Empresa Transleste de Transmissão Transmissão Furnas 24,00 % Alusa 41,00 % Em Operação Brasil

Cemig 25,00 %

EATE 10,00 %

F-114

Page 326: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas

Nome Propósito Empresa

% de

Participação

Acionária Outros Acionistas

% de

Participação

Acionária Situação do Projeto Sede

Energética Águas da Pedra S.A. Geração - UHE

Dardanelos

Chesf 24,5 % Neoenergia 51,00 % Em Operação Brasil

Eletronorte 24,5 %

Rouar S.A. Geração - Parque

EOL em Colônia

Eletrobras 50,0 % UTE 50,00 % Em Operação Uruguai

Empresa de Eletricidade do Amapá - CEA Distribuição Eletrobras 1,50 % Governo do Estado do

Amapá

98,50 % Em Operação Brasil

CEB - LAJEADO Geração - UHE CEB

Lajeado

Eletrobras 40,07 % CEB 59,93 % Em Operação Brasil

Lajeado Energia Geração e

Comercialização

Eletrobras 40,07 % EDP - Energias do

Brasil S.A.

55,86 % Em Operação Brasil

Governo do Estado do

Tocantins

4,07 %

Paulista Lajeado Geração e

Comercialização

Eletrobras 40,07 % Cia. Jaguari de

Geração de Energia

59,93 % Em Operação Brasil

AES Tiete Geração Eletrobras 7,94 % AES Corp 24,28 % Em Operação Brasil

BNDSPart 28,33 %

Outro 39,45 %

Empresa Energética de Brasília - CEB Geração -

Transmissão -

Distribuição

Eletrobras 2,10 % Distrito Federal (DF) 80,20 % Em Operação Brasil

Outro 17,70 %

Empresa Estadual de Energia Elétrica - CEEE-D Distribuição Eletrobras 32,59 % CEE Participações 65,92 % Em Operação Brasil

Outro 1,49 %

Empresa Estadual de Energia Elétrica - CEEE-GT Geração -

Transmissão

Eletrobras 32,59 % CEE Participações 65,92 % Em Operação Brasil

Outro 1,49 %

Centrais Elétricas de Santa Catarina - CELESC Distribuição Eletrobras 10,75 % Estado de Santa

Catarina

20,20 % Em Operação Brasil

Angra Volt FIA 14,46 %

Poland Fia 7,53 %

Outro 47,06 %

Centrais Elétricas do Pará - CELPA Distribuição Eletrobras 0,99 % Equatorial Energia

S.A.

96,18 % Em Operação Brasil

Outro 2,83 %

Empresa Energética de Pernambuco - CELPE Distribuição Eletrobras 1,56 % Neoenergia 89,65 % Em Operação Brasil

Outro 8,79 %

Empresa Energética do Maranhão São Luís - CEMAR Distribuição Eletrobras 33,55 % Equatorial Energia 65,11 % Em Operação Brasil

Outro 1,34 %

Energisa MT Distribuição Eletrobras 22,01 % Rede Energia S.A. 57,67 % Em Operação Brasil

Energisa 8,90 %

Outro 11,42 %

Empresa Energetica de São Paulo - CESP Geração -

Comercialização

Eletrobras 2,05 % Secretaria de Fazenda

do Estado de São

Paulo

36,98 % Em Operação Brasil

Outro 60,97 %

Duke Energy Gereração Geração Eletrobras 0,47 % Duke Energy Internat.

Brasil Ltda

94,28 % Em Operação Brasil

Outro 5,25 %

Empresa Energética do Ceara - COELCE Distribuição Eletrobras 7,06 % Enel Brasil 58,87 % Em Operação Brasil

Enersis Américas 15,18 %

Outro 18,89 %

Empresa Paranaense de Energia - COPEL Geração -

Transmissão

Eletrobras 0,56 % Estado do Paraná 31,07 % Em Operação Brasil

BNDESPAR 23,96 %

Outro 44,41 %

CTEEP Transmissão Eletrobras 35,39 % ISA Capital do Brasil 35,91 % Em Operação Brasil

Outro 28,70 %

EMAE Geração Eletrobras 39,02 % Secretaria de Fazenda

do Estado de São

Paulo

38,99 % Em Operação Brasil

Outro 21,99 %

Energisa Holding Geração -

Transmissão -

Distribuição

Eletrobras 2,31 % Gipar S/A 30,95 % Em Operação Brasil

GIF IV Fundo de

Investimentos em

Participações

14,54 %

Outro 52,20 %

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes

15.7 - Ações em garantia

Levando em consideração o fato de que a Empresa possui diversos processos judiciais pendentes em que ela figura como ré (Ver Nota

30), os ativos são oferecidos em garantia, nos recursos desses processos judiciais, que representam 9,56% em 31 de dezembro de 2016

(8,60% em 31 de dezembro de 2015) da carteira de investimento total, conforme segue:

F-115

Page 327: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016

PARTICIPAÇÃO VALOR PERCENTUAL INVESTIMENTOS

HOLDINGS INVESTIMENTOS BLOQUEADO BLOQUEADO

CTEEP 2.543.906 99,89% 2.541.091

EMAE 282.091 100% 282.091

CESP 129.096 99,76% 128.783

AES TIETE 437.197 99,97% 437.052

COELCE 251.938 94,51% 238.111

CGEEP 15.895 100% 15.895

ENERGISA MT 394.774 100% 394.774

CELPA 48.895 100% 48.895

CELPE 21.688 100% 21.688

CEEE - GT 676.332 100% 676.332

ENERGISA S.A. 148.661 95,76% 142.354

CELESC 65.920 99,98% 65.905

CEMAR 729.888 99,16% 723.779

CEB Lajeado 72.989 99,97% 72.965

SUBTOTAL 5.819.270 5.789.715

NOTA 16 - IMOBILIZADO

Os itens dos ativos imobilizados referem-se principalmente a infraestrutura de geração de energia elétrica em concessões não

prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.

O patrimônio que compreende o ativo imobilizado da Empresa, elencado e identificado como bem de concessão de utilidade pública,

não pode ser vendido ou dado em garantia a terceiros.

Obrigações especiais (obrigações relativas a concessões) correspondem a recursos recebidos de consumidores para a finalidade de

contribuir para a execução de projetos de expansão necessários para atender demandas de abastecimento de energia e são alocados a

projetos correspondentes. Os bens adquiridos com os recursos correspondentes são lançados no ativo imobilizado da Empresa, em

conformidade com as disposições estabelecidas pela ANEEL. Em virtude da natureza destas contribuições, elas não representam

obrigações financeiras efetivas, uma vez que não serão devolvidas aos consumidores.

F-116

Page 328: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016

Valor bruto

Depreciação acumulada

Obrigações

vinculadas à concessão Deterioração Valor Líquido

Em serviço

Geração 47.456.125 (23.064.664 ) (538.375 ) (12.141.003 ) 11.712.083

Administração 2.491.860 (1.514.448 ) (9.292 ) - 968.119

Distribuição 1.398.468 (499.344 ) - - 899.124

51.346.453 (25.078.456 ) (547.667 ) (12.141.003 ) 13.579.326

Em progresso

Geração 12.353.688 - - - 12.353.688

Administração 879.911 - - - 879.911

13.233.599 - - - 13.233.599

64.580.052 (25.078.456 ) (547.667 ) (12.141.003 ) 26.812.925

31/12/2015

Valor bruto

Depreciação

acumulada

Obrigações

vinculadas à concessão Deterioração Valor Líquido

Em serviço

Geração 46.003.180 (21.740.065 ) (633.602 ) (8.540.131 ) 15.089.382

Administração 2.444.828 (1.445.137 ) (25.518 ) - 974.173

Distribuição 1.398.468 (441.647 ) - - 956.821

49.846.476 (23.626.849 ) (659.120 ) (8.540.131 ) 17.020.376

Em progresso

Geração 11.659.196 - - - 11.659.196

Administração 799.908 - - - 799.908

12.459.104 - - - 12.459.104

62.305.580 (23.626.849 ) (659.120 ) (8.540.131 ) 29.479.480

Movimento de Ativos Imobilizados

Saldo em 31/12/2015 Aditivos Transferência Baixados

Saldo em 31/12/2016

Geração/Comercialização

Em serviço 46.003.180 184.468 1.287.960 (19.483 ) 47.456.125

Depreciação acumulada (21.740.065 ) (1.363.922 ) 27.098 12.225 (23.064.664 )

Em curso 11.659.196 2.106.303 (1.355.214 ) (56.596 ) 12.353.689

Provisão para impairment de ativos (8.540.131 ) (4.020.332 ) 14.048 405.412 (12.141.003 )

Obrigações especiais vinculadas à concessão (633.602 ) (2.540 ) (6.951 ) 104.718 (538.375 )

26.748.577 (3.096.023 ) (33.059 ) 446.276 24.065.771

Distribuição

Leasing comercial 1.398.468 - - - 1.398.468

Depreciação acumulada (441.647 ) (57.697 ) - - (499.344 )

956.821 (57.697 ) - - 899.124

Administração

Em serviço 2.444.828 49.578 217.570 (220.116 ) 2.491.860

Depreciação acumulada (1.445.137 ) (149.132 ) (100.422 ) 180.243 (1.514.448 )

Em curso 799.908 136.791 (56.719 ) (69 ) 879.911

Obrigações especiais vinculadas à concessão (25.518 ) - - 16.226 (9.292 )

1.774.081 37.236 60.429 (23.716 ) 1.848.030

TOTAL 29.479.479 (3.116.484 ) 27.370 422.560 26.812.925

F-117

Page 329: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Saldo em 31/12/2014 Aditivos

Transferênc

ias Deduções

Reclassificação de Ativo

Financeiro (Desagregação)

Achados da investigação

(b)

Reclassificação de Intangível

(Desagregação)

Saldo em 31/12/2015

Geração/Comércio

Em serviço 43.466.067 886 776.531 (304.835 ) 1.349.221 - 715.310 46.003.180

Depreciação acumulada (19.292.806 ) (1.226.683 ) (10.486 ) 57.138 (914.576 ) - (352.652 ) (21.740.065 )

Em curso 7.547.759 3.908.372 (804.186 ) (54.567 ) 1.022.207 (15.996 ) 55.606 11.659.196

Provisão para recuperação de

ativos (impairment) (a) (2.955.233 ) (5.729.304 ) - 167.261 - 11.514 (34.369 ) (8.540.131 )

Obrigações Especiais

Vinculadas à Concessão (455.808 ) - (86.113 ) 4.084 (87.157 ) - (8.608 ) (633.602 )

28.309.979 (3.046.729 ) (124.254 ) (130.919 ) 1.369.695 (4.482 ) 375.287 26.748.577

Distribuição

Arrendar 1.398.468 - - - - - - 1.398.468

Depreciação acumulada (383.950 ) (57.697 ) - - - - - (441.647 )

1.014.518 (57.697 ) - - - - - 956.821

Gestão

Em serviço 2.396.288 24.358 34.701 (10.519 ) - - - 2.444.828

Depreciação acumulada (1.302.020 ) (132.790 ) (22.854 ) 12.527 - - - (1.445.137 )

Em curso 713.710 206.275 (84.236 ) (35.841 ) - - - 799.908

Obrigações Especiais

Vinculadas à Concessão (26.927 ) - - 1.409 - - - (25.518 )

1.781.051 97.843 (72.389 ) (32.424 ) - - - 1.774.081

TOTAL 31.105.548 (3.006.583 ) (196.643 ) (163.343 ) 1.369.695 (4.482 ) 375.287 29.479.479

Saldo em 31/12/2013 Aditivos

Transferência

s Deduções

Aquisição da

subsidiária

Achados da investigação (b

)

Saldo em 31/12/2014

Geração/Comércio

Em serviço 41.832.824 2.694 1.549.753 80.796 - 43.466.067

Depreciação acumulada (18.140.950 ) (1.190.061 ) (5.887 ) 44.092 - - (19.292.806 )

Em curso 7.059.539 2.594.000 (1.798.121 ) (112.532 ) - (195.127 ) 7.547.759

Provisão para recuperação de ativos (impairment) (a) (2.699.425 ) (731.552 ) 22.273 321.028 - 132.443 (2.955.233 )

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (460.289 ) - - 4.481 - - (455.808 )

27.591.699 675.081 (231.982 ) 337.865 - (62.684 ) 28.309.979

Distribuição

Arrendar 1.398.468 - - - - - 1.398.468

Depreciação acumulada (326.310 ) (57.640 ) - - - - (383.950 )

1.072.158 (57.640 ) - - - - 1.014.518

Gestão

Em serviço 2.112.331 111.902 87.572 (31.768 ) 116.251 - 2.396.288

Depreciação acumulada (1.179.851 ) (148.973 ) (20.889 ) 47.693 - - (1.302.020 )

Em curso 679.380 93.262 (78.532 ) (12.601 ) 32.201 - 713.710

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (28.212 ) - - 2.927 (1.642 ) - (26.927 )

1.583.648 56.191 (11.849 ) 6.251 146.810 - 1.781.051

-

TOTAL 30.247.505 673.632 (243.831 ) 344.116 146.810 (62.684 ) 31.105.548

Nestas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2016, a Eletrobras reconheceu como perda em custos capitalizados em ativo

permanente o total de R$ 211.123, representando valores estimados que as controladas da Eletrobras pagaram indevidamente. Desse

montante, o valor de R$ 143.957 já era reconhecido no impairment do item, provocando uma reversão parcial do valor de impairment

anteriormente reconhecido. (ver Nota 4 - XI).

Page 330: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Taxa média de depreciação e depreciação acumulada:

31/12/2016 31/12/2015

Taxa média de depreciação

Depreciação acumulada

Taxa média de depreciação

Depreciação acumulada

Geração

Hidrelétrica 2,53% 15.920.174 2,30% 15.191.209

Nuclear 3,93% 4.439.098 3,33% 4.048.041

Termal 4,03% 2.542.610 3,80% 2.418.294

Eólico 6,89% 161.681 6,88% 81.935

Comercialização 3,15% 1.101 3,15% 586

23.064.664 21.740.065

Distribuição 3,00% 499.344 3,00% 441.647

499.344 441.647

Administração 6,00% 1.514.448 6,73% 1.445.137

1.514.448 1.445.137

Total 25.078.456 23.626.849

F-118

Page 331: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 17 - ATIVOS FINANCEIROS (PASSIVOS) - CONCESSÕES E ITAIPU

31/12/2016 31/12/2015

Concessões de Transmissão

Receita Anual Permitida - Ativos Financeiros 42.743.612 10.807.585

Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 3.630.829 8.365.177

46.374.441 19.172.762

Concessões de Distribuição

Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 4.935.236 4.119.004

Parcela A a receber e outros itens financeiros III (9.254 ) 86.102

4.925.982 4.205.106

Concessões de Geração

Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 2.585.720 2.554.211

53.886.143 25.932.079

Ativos Financeiros - Itaipu (item I) 1.200.916 3.449.566

Total dos Ativos Financeiros 55.087.059 29.381.645

Ativos Financeiros - Circulante 2.337.513 965.212

Ativos Financeiros - Não Circulante 52.749.546 28.416.433

Total dos Ativos Financeiros 55.087.059 29.381.645

17.1 - Ativo Financeiro - Concessão de serviço público de energia elétrica

Os ativos financeiros - concessão, no valor de R$ 53.895.397, com R$ 3.574.114 registrados no ativo circulante e R$ 50.321.283

registrados no ativo não circulante, em 31 de dezembro de 2016 (R$ 25.845.977 em 31 de dezembro de 2015) se referem a ativos

financeiros realizáveis detidos pelas empresas da Eletrobras, nas concessões de distribuição, calculadas pela aplicação do modelo

misto, e em concessões de geração e transmissão, por aplicação do modelo financeiro, ambos estabelecidos na IFRIC 12.

Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regulamentou as condições de recebimento

das remunerações relativas aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas instalações

da Rede Básica Existente (RBSE) e outras Instalações de Transmissão (RPC), não depreciadas ou amortizadas, nos termos do

parágrafo dois do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013.

Em 31 de dezembro de 2016, o valor de R$ 36.570.883, a estimativa dos valores atualizados em relação aos ativos de transmissão de

energia existentes em 31 de maio de 2000 em Receitas Anuais Permitidas de Ativos Financeiros, com R$ 2.950.042 classificados no

circulante, e R$ 33.620.841 e no não circulante (ver Nota 2.1).

17.2 - Valores a receber da Parcela A e outros itens financeiros

Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu alterar os contratos de concessão e acordos de licenciamento das companhias de

distribuição de eletricidade Brasileiras, incorporando os saldos de contas a receber da Parcela A e outros itens financeiros no cálculo

de compensação, quando do término da concessão. O evento acima referido exige que o saldo de quaisquer diferenças da Parcela A e

outros componentes financeiros ainda não recuperados ou liquidados seja registrado.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

17.2.1 - Conta de Compensação deVariação de Valores de Itens na Parcela A - CVA

A Portaria Ministerial Conjunto dos Ministérios da Fazenda e Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de

Compensação de Variação de itens da “Parcela A” (CVA), com o objetivo de registrar as variações no custo, positiva e negativa, no

período entre os reajustes tarifários anuais, com relação aos itens estabelecidos nos contratos de concessão de distribuição de energia

elétrica.

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Page 332: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Estas variações são determinadas com base na diferença entre as despesas efetivamente incorridas e as despesas estimadas no

momento em que a taxa é fixada no reajuste anual de taxa. Os valores considerados na CVA estão sujeitos à correção monetária com

base na taxa SELIC.

Os valores registrados nos ativos e nos passivos circulantes referem-se a valores já aprovados pela ANEEL após a conclusão do ajuste

da taxa em 2015, e os totais registrados no não circulante representam uma estimativa da CVA a ser aprovado no reajuste tarifário

seguinte em 2016.

31/12/2016 31/12/2015

Parcela “A”

CVA

CCC 1.219 1.219

CDE 13.538 208.466

Rede de Base 130 7.537

Custo de Aquisição de Eletricidade 46.103 169.591

Transporte de Itaipu (369 ) - PROINFA 30.663 (2.907 )

ESS e EER 30.273 (55.683 )

Neutralidade dos Encargos Setoriais 6.808 (658 )

Sobrecontrato (48.684 ) (169.615 )

Outros componentes financeiros (88.935 ) (71.848 )

Total de valores da Parcela A e outros itens financeiros (9.254 ) 86.102

Ativos circulantes 436.596 578.654

Ativos não circulantes 22.131 38.252

Passivos circulantes (461.180 ) (514.424 )

Passivos não circulantes (6.801 ) (16.380 )

Total (9.254 ) 86.102

17.2.2 - Outro itens financeiros

• Ajuste financeiro CUSD - na adesão com as disposições do artigo 7º da Portaria Ministerial Conjunta nº 25/2002;

• Neutralidade de Encargos específicos do Setor - isto se refere ao cálculo das diferenças mensais entre os valores de cada item

dos encargos específicos do setor no período de referência e os respectivos valores incluídos no processo anterior;

• Exposição às Diferenças no Preço entre Sub-mercados - isto se refere à classificação dos riscos financeiros resultantes das

diferenças no preço entre sub-mercados, nos termos do Artigo 28 do Decreto 5.163/2004.

• Transferência de Energia Contratada por Valor Superior ao de Mercado/Exposição do Mercado de Curto Prazo - em

conformidade com a REN 255/2007, conforme alterada pela REN 305/2008 e 609/2014, e segundo os critérios estabelecidos

no Despacho 4.225/2013;

• Diferencial Eletronuclear - corresponde à diferença entre a taxa utilizada e a taxa de referência entre FURNAS e

Eletronuclear, conforme estabelecido pela Lei 12.111/2009.

• Outro - corresponde à soma de todos os outros valores registrados pela ANEEL como Garantias Financeiras na contratação

de energia regulada (CCEAR), transferência de compensação DIC/FIC e outros.

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Page 333: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

17.3 - Ajuste de Tarifário

Os contratos de concessão firmados entre os distribuidores de energia elétrica e a União, por meio da ANEEL, estabelecem que o

preço da energia paga pelos consumidores será ajustado anualmente. Este ajuste, dada à metodologia estabelecida pela ANEEL, pode

ser positivo ou negativo e ocorre anualmente na data de aniversário do distribuidor.

De acordo com o contrato de concessão, a renda concessionária é dividida em duas partes: A e B. A parcela A, responsável por cerca

de 70% do valor da tarifa, lista os custos considerados não gerenciáveis pelo distribuidor, ou seja, custos que não são controlados

diretamente pela Empresa, como a energia comprada para revenda a consumidores e encargos e impostos estabelecidos por lei.

A parcela B, que representa cerca de 30% do valor da tarifa, calcula os chamados custos gerenciáveis. Estes são os que a

concessionária tem plena e direta capacidade de gestão, tais como custos de pessoal, custos de materiais e outras atividades

diretamente ligadas à operação e manutenção de serviços de distribuição, custos de depreciação e remuneração de investimentos

realizados pela Empresa para atender ao serviço.

17.4 - Bandeiras Tarifárias

A partir de 2015, as contas de energia funcionarão sob o Sistema de Bandeiras Tarifárias. As bandeiras verdes, amarelas e vermelhas

indicam se a energia vai custar mais ou menos, dependendo das condições para a geração de eletricidade.

A eletricidade no Brasil é gerada predominantemente por usinas hidrelétricas. A fim de trabalhar, essas usinas dependem de chuva e

do nível de água nos reservatórios. Quando há pouca água armazenada, as usinas termelétricas podem ser ligadas para economizar

água nos reservatórios da usina hidrelétrica. Com isso, o custo de geração aumenta, porque essas usinas são movidas por combustível

como gás natural, carvão vegetal, óleo combustível e diesel. Por outro lado, quando há muita água armazenada, as usinas térmicas não

precisam ser ligadas e o custo de geração é menor.

Ratificando a Resolução nº 1.826, de 25 de novembro de 2014, publicada pela ANEEL e que pratica as tarifas da Empresa, já

estabeleceu o preço na estrutura tarifária. A aplicação destas bandeiras tornou-se obrigatória a partir de janeiro de 2015.

Essas bandeiras serão Verde, Amarela ou Vermelha, e serão aplicadas dependendo das condições de serviço de carga, dadas pela soma

do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), Custos Marginas Operacionais (CMO) e Encargos de Serviço do Sistema de Segurança

Energética (ESS_SE).

As bandeiras foram adotadas considerando os seguintes critérios: A bandeira verde será aplicada quando a energia custa menos de

R$ 200/MWh*, significando condições favoráveis à geração de energia, sem adição à taxa. A bandeira amarela quando o custo de

operação do sistema estiver entre R$ 200/MWh* e R$ 350/MWh*: condições de geração menos favoráveis, com adição de

R$ 2,00 à taxa por 100 kW/h* para os consumidores. A bandeira vermelha será aplicada quando o custo de operação for superior a

R$ 350/MWh*: condições de geração mais dispendiosas com R$ 3,50 adicionado à taxa por 100 kW/h* consumido.

Em suma, o sistema de bandeiras, que começou em janeiro de 2015, reflete as condições de geração e indica aos consumidores a

opção de reduzir o consumo e influenciar o custo final da geração de energia. O sistema não representa um aumento adequado na taxa,

esta é apenas uma maneira diferente de apresentar um custo que seria incluído na taxa, embora sem visibilidade para o consumidor, e

que seria igualmente apoiado no momento do anual ajuste de taxa.

No período de 1º de janeiro de 2015 a 29 de fevereiro de 2016, a bandeira vermelha foi aplicada devido a condições mais caras. Em

março deste ano, os custos de geração foram mais favoráveis, e a bandeira amarela foi aplicada. Desde abril de 2016, a bandeira

tarifária verde foi aplicada, exceto em novembro, quando houve bandeira amarela. A bandeira verde não resulta em aumentos aos

custos das faturas energéticas de consumidores.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

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Page 334: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 18 - ATIVO INTANGÍVEL

SALDO EM 31/12/2015 ADIÇÕES BAIXAS

TRANSFERÊNCI

AS DE CUSTO/SERVIÇ

O

SALDO EM 31/12/2016

Vinculadas à Concessão - Geração 146.173 (3.645 ) 592 8.757 151.877

Em serviço 90.720 (47.022 ) 592 67.147 111.437

Ativos intangíveis 188.433 11.604 - 63.682 263.719

Amortização Acumulada (97.287 ) (18.178 ) - 3.465 (112.000 )

Obrigações Especiais (298 ) - 592 - 294

Impairment (128 ) (40.448 ) - - (40.576 )

Em curso 55.453 43.377 - (58.390 ) 40.440

Ativos intangíveis 69.602 43.377 (64 ) (44.342 ) 68.573

Obrigações Especiais (8.959 ) - 64 - (8.895 )

Impairment (5.190 ) - - (14.048 ) (19.238 )

Vinculadas à Concessão - Distribuição 248.518 (439.561 ) 64.240 233.052 106.249

Em serviço 136.482 (454.961 ) 61.477 269.334 12.332

Ativos intangíveis 1.859.648 19.951 (23.186 ) 316.641 2.173.054

Amortização Acumulada (1.660.646 ) (232.167 ) 4.846 (1.492 ) (1.889.459 )

Obrigações Especiais (62.520 ) (5.689 ) 79.817 (45.815 ) (34.207 )

Impairment - (237.056 ) - - (237.056 )

Em curso 112.036 15.400 2.763 (36.282 ) 93.917

Ativos intangíveis 131.709 18.122 2.124 (39.057 ) 112.898

Obrigações Especiais (19.673 ) (2.722 ) 639 2.775 (18.981 )

Vinculadas à Concessão - Transmissão 88.392 (3.010 ) - (1.545 ) 83.837

Em serviço 87.091 (3.010 ) - (1.545 ) 82.536

Ativos intangíveis 91.151 500 - (4.107 ) 87.544

Amortização Acumulada (4.060 ) (3.510 ) - 2.562 (5.008 )

Em curso 1.301 - - - 1.301

Ativos intangíveis 1.301 - - - 1.301

Não Vinculadas à Concessão (Outros

Ativos Intangíveis) 452.068 6.132 1.852 (40.276 ) 419.776

Administração

Em serviço 831.315 22.682 - (3.489 ) 850.508

Amortização Acumulada (478.484 ) (52.861 ) - (9.514 ) (540.859 )

Impairment (40.743 ) - 1.852 - (38.891 )

Em curso 160.150 36.311 - (27.273 ) 169.188

Outro (20.170 ) - - - (20.170 )

Total 935.151 (440.084 ) 66.684 199.988 761.739

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Page 335: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

SALDO EM 31/12/2014 ADIÇÕES BAIXAS

TRANSFERÊNCI

AS DE CUSTO/SERVIÇ

O

RECLASSIFICAÇÃO PARA PP&E

(DESVERTICALIZAÇÃO)

SALDO EM 31/12/2015

Vinculadas à Concessão - Geração 500.285 37.336 (8.826 ) (7.335 ) (375.287 ) 146.173

Em serviço 424.526 (5.897 ) (8.826 ) 7.022 (326.105 ) 90.720

Ativos intangíveis 902.720 9.507 (15.506 ) 7.022 (715.310 ) 188.433 Amortização Acumulada

(434.599 ) (15.340 ) - - 352.652 (97.287 )

Obrigações Especiais (15.033 ) - 6.744 - 7.991 (298 )

Impairment (28.562 ) (64 ) (64 ) - 28.562 (128 )

Em curso

75.759 43.233 - (14.357 ) (49.182 ) 55.453

Ativos intangíveis 96.261 43.304 - (14.357 ) (55.606 ) 69.602

Obrigações Especiais (14.695 ) (71 ) - - 5.807 (8.959 )

Deterioração (5.807 ) - - - 617 (5.190 )

Vinculadas à Concessão -

Distribuição 357.791 (93.029 ) (7.459 ) (8.785 ) - 248.518

Em serviço 210.979 (122.113 ) (8.683 ) 56.299 - 136.482

Ativos intangíveis 1.764.919 150.278 (144.414 ) 88.865 - 1.859.648

Amortização Acumulada (1.469.338 ) (246.100 ) 54.792 - - (1.660.646 )

Obrigações Especiais (83.592 ) (26.291 ) 80.939 (33.576 ) - (62.520 )

Impairment (1.010 ) - - 1.010 - -

Em curso 146.812 29.084 1.224 (65.084 ) - 112.036

Ativos intangíveis 165.156 32.425 452 (66.324 ) - 131.709

Obrigações Especiais (19.354 ) (3.341 ) 772 2.250 - (19.673 )

Impairment 1.010 - - (1.010 ) - -

Vinculadas à Concessão -

Transmissão 4.558 83.735 - 99 - 88.392

Em serviço 3.233 83.734 - 124 - 87.091

Ativos intangíveis 3.565 87.462 - 124 - 91.151

Amortização Acumulada (332 ) (3.728 ) - - - (4.060 )

Em curso 1.325 1 - (25 ) - 1.301

Ativos intangíveis 1.325 1 - (25 ) - 1.301

-

Não Vinculadas à Concessão (Outros

Ativos Intangíveis) 502.737 5.036 (16.692 ) (39.013 ) - 452.068

Administração

Em serviço 765.557 1.605 (2.698 ) 66.851 - 831.315

Amortização Acumulada (420.336 ) (56.295 ) 146 (1.999 ) - (478.484 )

Impairment (42.595 ) - 1.852 - - (40.743 )

Em curso 141.483 59.726 (6.278 ) (34.781 ) - 160.150

Outro 58.628 - (9.714 ) (69.084 ) - (20.170 )

Total 1.365.371 33.078 (32.977 ) (55.034 ) (375.287 ) 935.151

Saldo em 31/12/2013 ADIÇÕES

DEDUÇÕESBAI

XAS

RECLASSIFICAÇÃO COMO IMOBILIZADO

(DESAGREGAÇÃO)

Saldo em 31/12/2014

Vinculadas à Concessão - Geração 172.777 (52.569 ) 14.884 - 500.285

Em serviço 69.386 (72.144 ) 16.652 - 424.526

Ativo Intangível 503.573 - (5.193 ) - 902.720

Amortizações acumuladas (405.854 ) (72.144 ) - - (434.599 )

Obrigações especiais (28.333 ) - - - (15.033 )

Deterioração - - 21.845 - (28.562 )

Em Progresso 103.391 19.575 (1.768 ) - 75.759

Page 336: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Saldo em 31/12/2013 ADIÇÕES

DEDUÇÕESBAI

XAS

RECLASSIFICAÇÃO COMO IMOBILIZADO

(DESAGREGAÇÃO)

Saldo em 31/12/2014

Ativo Intangível 118.086 19.575 (1.768 ) - 96.261

Obrigações especiais (14.695 ) - - - (14.695 ) Impairment

- - - - (5.807 )

Vinculadas à Concessão - Distribuição 220.077 (213.998 ) 65.730 103.160 357.791

Em serviço 90.884 (237.636 ) (8.594 ) 91.659 210.979

Ativo Intangível 1.478.117 1.729 (54.245 ) 125.165 1.764.919 Amortizações acumuladas (1.061.958 ) (252.262 ) 7.260 - (1.469.338 )

Obrigações especiais (280.405 ) - 22.922 (33.506 ) (83.592 )

Contrato de concessão onerosa - - - - - Impairment

(44.870 ) 12.897 15.469 - (1.010 )

Em Progresso 129.193 23.638 74.324 11.501 146.812

Ativo Intangível 154.296 20.218 1.790 11.501 165.156 Obrigações especiais (22.693 ) - (156 ) - (19.354 ) Impairment

(2.410 ) 3.420 72.690 - 1.010

Vinculadas à Concessão - Transmissão 7.359 (3.825 ) - - 4.558

Em serviço 2.252 (32 ) - - 3.233

Ativo Intangível 2.552 - - - 3.565 Amortizações acumuladas (300 ) (32 ) - - (332 )

Em Progresso 5.107 (3.793 ) - - 1.325

Ativo Intangível 5.107 (3.793 ) - - 1.325

-

Alheios a Concessão (Outros ativos intangíveis) 388.369 116.461 (1.871 ) - 502.737

Gestão Em serviço 637.973 149 - - 765.557

Amortizações acumuladas (342.318 ) (58.970 ) (2.005 ) - (420.336 ) Impairment

- 2.733 - - (42.595 )

Em Progresso 126.550 75.375 153 - 141.483

Outros (1) (33.836 ) 97.174 (19 ) - 58.628

Total 788.582 (153.931 ) 78.743 103.160 1.365.371

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Page 337: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os ativos intangíveis são amortizados, principalmente durante o período de concessão.

O prazo final de concessão para os distribuidores da Eletrobras expirou em 7 de julho de 2015. Conforme mencionado na Nota nº 2, as

empresas de distribuição da Eletrobras voltaram a dividir a parcela do ativo financeiro na proporção apropriada até 31 de dezembro de

2017, prazo para manter a responsabilidade pela operação e manutenção dos serviços públicos das distribuidoras.

NOTA 19 - VALOR RECUPERÁVEL DE ATIVOS DE LONGO PRAZO

A Empresa estimou o valor a ressarcir de seus ativos a longo prazo com base no valor em uso, considerando não haver mercado ativo

para a infraestrutura relativa à concessão. O valor em uso é avaliado com base no valor presente do fluxo de caixa estimado futuro.

As premissas utilizadas consideraram a melhor estimativa da Administração sobre as tendências futuras no setor elétrico e são

baseadas tanto em fontes externas de informação como em dados históricos de unidades geradoras de caixa. O fluxo de caixa foi

projetado com base nos resultados operacionais e projeções da Empresa até o final da concessão. Quando a necessidade foi

identificada para reduzir o valor recuperável dos ativos de longo prazo, essa redução é reconhecida no resultado do período, em

Despesas Operacionais/Recuperações, Líquidas.

Foram considerados os seguintes pressupostos:

• Crescimento compatível com dados de crescimento e perspectivas históricas sobre a economia brasileira;

• Taxa de desconto (após impostos) específica para cada segmento: 6,33% para geração (exceto nuclear), 6,02% para a

transmissão, e 6,01% para a distribuição (7,50% para geração, 7,00% para a transmissão, e 7,01% para distribuição em 2015),

obtida através da metodologia geralmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o custo médio ponderado de

capital;

• A Empresa tratou todos os seus projetos como unidades geradoras de caixa independentes.

No primeiro semestre de 2016, a Empresa alterou a expectativa de conclusão da usina de Angra 3, com nova data planejada de entrada

em operação em dezembro de 2022. Em dezembro de 2015, essa projeção era para dezembro de 2020. No mesmo período, o

orçamento total do empreendimento foi atualizado com base em junho de 2016, de forma a refletir o impacto das acentuadas

flutuações nos índices de inflação e de câmbio, além do reagendamento das atividades devido ao novo cronograma de trabalho.

A metodologia aplicada no teste de impairment da usina considera os custos já realizados na data destas Demonstrações Financeiras

como ativos recuperáveis, em comparação com um fluxo de caixa descontado estendido até o final da vida útil econômica da Usina,

que é de 40 anos, a partir da nova data de entrada em operação, dezembro de 2022, considerando a vida útil econômica como o prazo

de uma licença compatível com a Usina Angra em projeto similar.

A taxa de desconto foi calculada pelo método WACC (Custo Médio Ponderado do Capital), considerando os parâmetros tradicionais

normalmente utilizados no mercado.

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Page 338: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Tendo em vista esta nova data para o início das operações, a Empresa revisou os pressupostos para a usina Angra 3 e ajustou o teste de

recuperabilidade em junho de 2016.

As principais premissas utilizadas no teste de recuperabilidade desta usina são descritas a seguir:

Crescimento orgânico compatível com dados históricos e ajustes tarifários contratuais para inflação;

Dadas as características de financiamento específicas, a taxa de desconto foi calculada considerando a estrutura de capital

específica do projeto, o que resultou em uma taxa de desconto para junho de 2016 e dezembro de 2016 de 5,47%. Estes

cálculos consideraram, além dos parâmetros tradicionais, o beta calculado pela ANEEL, alavancando a estrutura de capital do

projeto. Devido à falta de ativos de energia nuclear no Brasil, a ANEEL aplicou um beta baseado em empresas americanas

com pelo menos duas usinas de geração nuclear;

A tarifa contratual da usina Angra 3 é de R$ 148,65/MWh. Para o teste de impairment, para a data-base de 30 de junho de

2016, a tarifa utilizada foi ajustada pelos índices contratualmente estabelecidos, resultando em um valor de R$ 234,18/MWh;

A base utilizada na época para calcular essa tarifa não tinha equivalência com o custo de serviço da usina, e também não era

compatível com a média usada em leilões de usinas termelétricas na época, e, portanto, está em um nível diferente e mais

baixo do que sua seguidora, e não fornece um equilíbrio econômico-financeiro para o empreendimento;

As usinas de Angra 2 e Angra 3 são oriundas de projetos similares e, por essa razão, foram utilizados os parâmetros de custo

para Angra 2 e Angra 3. Ocorre assim que haverá um ganho em custos/produtividade quando a Angra 3 entrar em operação,

uma vez que nem todas as atividades geradoras de custos terão que ser duplicadas, uma vez que os departamentos comuns

trabalharão com ambas as usinas;

As sinergias encontradas para este projeto, considerando estudos internos, baseados no uso de mão de obra da Empresa,

apontaram um nível de cerca de 25,4%, uma porcentagem que foi usada para estimar o custo operacional do PMSO da usina

de Angra 3 no teste de impairment.

Apesar das mudanças no cronograma do projeto, a Empresa vem assegurando a preservação e integridade do trabalho já realizado, e

tomará medidas para implementar as ações em nível de desempenho, visando recuperar os possíveis impactos no cronograma de obras

para a Usina Angra 3.

A análise da Empresa foi um Valor Presente Líquido negativo (VPL) para a usina Angra 3 de R$ 10.155.202. Esse valor resultou em

uma entrada negativa total no resultado de 2016 de R$ 4.091.748, com a contrapartida de uma perda adicional registrada por redução

ao valor recuperável do ativo permanente da Angra 3 de R$ 2.414.479 e uma provisão adicional para contratos onerosos de

R$ 1.677.269 (ver Nota 33). Desse montante, R$ 141.313 é o valor estimado que foi indevidamente pago para a compra de ativos

encontrados no inquérito conduzido pela Empresa. (ver Nota 4.XI)

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Page 339: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Administração, a partir do dia 30 de junho de 2016, data utilizada para apurar o impairment de Angra 3, constatou que os eventos

ocorridos não resultaram em alterações representativas das premissas utilizadas no teste de impairment da Usina Angra 3 em junho de

2016. As principais premissas aprovadas pela Administração permaneceram, tais como a previsão de entrada em operação e o

orçamento total para o projeto.

Não houve mudanças significativas na taxa de câmbio parcialmente vinculada ao orçamento do projeto e a taxa de desconto de 5,44%

utilizada pela Eletrobras para Angra 3 não afeta o teste de impairment feito em junho de 2016.

A Empresa atualizou o cálculo para a data-base de 31 de dezembro de 2016, considerando a atualização das premissas utilizadas em

30 de junho de 2016, resultando em um aumento de R$ 471.460, totalizando o montante de R$ 2.885.939 reconhecido no exercício

fiscal de 2016.

A Empresa continua monitorando as estimativas e os riscos associados à determinação do valor recuperável deste projeto, e à medida

que forem sendo produzidas novas negociações, estudos ou informações, a Empresa atualizará o plano de negócios do projeto com

qualquer impacto contábil.

O valor acumulado da perda de valor recuperável da usina de Angra 3, em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 8.949.393 (R$ 6.063.454

em 31 de dezembro de 2015).

Em 31 de dezembro de 2016, o valor acumulado do valor recuperável de impairment para todos os projetos da Empresa é de

R$ 16.107.910 (R$ 10.568.996) em 31 de dezembro de 2015).

A análise determinou a necessidade de reconhecer/(reverter) um impairment para perdas nos seguintes empreendimentos durante

2016:

Geração

Unidade geradora de caixa 31/12/2015 Aditivos Estornos 31/12/2016

UTN Angra 3 5.922.141 3.027.252 - 8.949.393

UHE Samuel 417.632 18.228 - 435.860

UHE Batalha 559.345 - (151.642 ) 407.703

Candiota Fase B 119.939 236.126 - 356.065

Casa Nova I 163.496 161.373 - 324.869

UHE Simplício 380.220 - (37.892 ) 342.328

UTE Camaçari 343.765 - (39.854 ) 303.911

UHE Serra da Mesa - 199.184 - 199.184

Eólica Hermenegildo III 75.598 69.721 - 145.319

Eólica Hermenegildo II 65.815 77.214 - 143.029

UHE Passo São João 118.132 12.160 - 130.292

Eólica Hermenegildo I 56.301 73.468 - 129.769

UTE Coaracy Nunes 77.551 - - 77.551

PCH João Borges 44.038 8.492 - 52.530

UHE São Domingos 44.703 - (451 ) 44.252

PCH Rio Chapéu 37.279 4.476 - 41.755

Eólica Chuí IX 22.631 14.397 - 37.028

UTE Santana 27.840 - - 27.840

UTE Mauá III 102.191 - (102.191 ) - Outro 81.717 130.247 (159.826 ) 52.138

Total 8.660.335 4.032.338 (491.856 ) 12.200.816

Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015

UTN Angra 3 960.544 4.961.597 - 5.922.141

Candiota II Fase B 35.412 84.527 - 119.939

Eólica Coxilha Seca - 81.142 - 81.142

Page 340: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015

UHE Samuel 340.888 76.744 - 417.632

Eólica Hermenegildo III - 75.598 - 75.598

Eólica Hermenegildo II - 65.815 - 65.815

UHE Simplício 440.276 - (60.056 ) 380.220

Eólica Hermenegildo I - 56.301 - 56.301

UTE Mauá - 102.191 - 102.191

UTE Aparecida - 50.508 - 50.508

UTE Camaçari 365.709 - (21.944 ) 343.765

UTE Batalha 553.622 5.723 - 559.345

UHE Passo São João 151.311 - (33.179 ) 118.132

Casa Nova 111.515 51.981 163.496

Outros 230.853 - (26.742 ) 204.111

Total 3.190.130 5.612.127 (141.921 ) 8.660.336

F-126

Page 341: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Transmissão

Unidade geradora de caixa 31/12/2015 Aditivos Estornos 31/12/2016

CC 061-2001 174.389 1.902.617 - 2.077.006

LT Jauru Porto Velho 126.025 185.520 - 311.545

CC 018-2012 Mossoró Ceará Mirim 100.497 - - 100.497

CC 005-2012 Jardim NSra Socorro 89.830 - - 89.830

CC 006-2009 Suape II e III 88.101 - - 88.101

CC 014-2008 Eunápolis TFreitas 64.773 17.222 - 81.995

CC 020-2010 Igaporâ BJLapa 69.268 - - 69.268

LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 35.574 29.426 - 65.000

CC 017-2009 Natal III Sta Rita 59.517 - - 59.517

LT Funil-Itapebi 54.597 - (1.056 ) 53.541

LT Camaçari IV - Sapeaçu 39.552 10.554 - 50.106

CC 010-2011 Paraíso Lagoa Nova 44.800 - - 44.800

SE Coletora Porto Velho 34.123 9.850 - 43.973

LT Recife II - Suape II 28.325 14.828 - 43.153

CC 010-2007 Ibicoara Brumado 40.611 - - 40.611

CC 017-2012 Mirueira Jaboatão 31.184 - - 31.184

CC 018-2009 Eunáp TFreitas C2 30.232 - - 30.232

SE Caxias/Ijuí/N. Petrópolis/Lajeado 32.259 - (4.706 ) 27.553

CC 019-2012 Igaporã Pindaí 21.506 - - 21.506

LT Presidente Médice - Santa Cruz 27.339 - (6.728 ) 20.611

CC 015-2012 Camaçari IV Pirajá 18.060 - - 18.060

LT Campos Novos - Nova Santa Rita 30.822 - (13.975 ) 16.847

Outro 65.098 322.187 (102.183 ) 285.102

1.306.482 2.492.204 (128.648 ) 3.670.038

Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015

CC 061-2001 - 174.389 - 174.389

Estação de Correção/Inversão 43.909 - (43.909 ) - CC 005-2012 Jardim NSra Socorro 46.788 43.042 - 89.830

CC 018-2012 Mossoró Ceará Mirim 61.681 38.816 - 100.497

CC 019-2012 Igaporã Pindaí 59.678 - (38.172 ) 21.506

LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 73.317 - (37.743 ) 35.574

Linha Verde Transmissora de Energia S/A 100.494 - (35.788 ) 64.706

SE Coletora Porto Velho - 34.123 - 34.123

CC 010-2011 Paraíso Lagoa Nova 12.246 32.554 - 44.800

CC 020-2010 Igaporâ BJLapa 37.669 31.599 - 69.268

CC 018-2009 Eunáp TFreitas C2 7.784 22.448 - 30.232

CC 015-2012 Camaçari IV Pirajá - 18.060 - 18.060

CC 006-2009 Suape II e III 105.933 - (17.832 ) 88.101

CC 017-2012 Mirueira Jaboatão 20.290 10.894 - 31.184

CC 014-2008 Eunápolis TFreitas 53.962 10.811 - 64.773

CC 017-2009 Natal III Sta Rita 48.837 10.680 - 59.517

LT Campos Novos - Nova Santa Rita 22.089 8.733 - 30.822

SE Miranda II - 7.079 - 7.079

Outro 275.043 66.978 - 342.021

Total 969.720 510.206 (173.444 ) 1.306.482

Page 342: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Distribuição

Concessão 31/12/2015 Adições Reversões 31/12/2016

Amazonas D - 63.610 - 63.610

Cepisa 290.247 - (199.362 ) 90.885

Eletroacre 90.808 - (90.808 ) - Ceron 59.885 35.245 (59.883 ) 35.247

Ceal - 32.446 - 32.446

Boa Vista 17.281 - (2.413 ) 14.868

Total 458.221 131.301 (352.466 ) 237.056

Concessão 31/12/2014 Adições Reversões 31/12/2015

Amazonas D 119.041 - (119.041 ) - Cepisa 232.442 98.383 (40.578 ) 290.247

Eletroacre 60.026 54.924 (24.142 ) 90.808

Ceron 84.503 23.914 (48.532 ) 59.885

Boa Vista - 77.400 - 77.400

Total 496.012 254.621 (232.293 ) 518.340

F-127

O impairment reconhecido no balanço, por segmento operacional, é mostrado abaixo:

31/12/2016

Geração Transmissão Distribuição Total

Ativos Imobilizados 12.141.003 - - 12.141.003

Ativos intangíveis 59.813 - 237.056 296.869

Ativos Financeiros - 3.670.038 - 3.670.038

Total 12.200.816 3.670.038 237.056 16.107.910

31/12/2015

Geração Transmissão Distribuição Total

Ativos Imobilizados 8.540.131 - - 8.540.131

Ativos intangíveis 120.205 - - 120.205

Ativos Financeiros - 1.306.482 518.340 1.824.822

Total 8.660.336 1.306.482 518.340 10.485.158

NOTA 20 - FORNECEDORES

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Bens, materiais e serviços 7.987.651 8.369.303

Energia comprada para revenda 1.482.755 1.514.499

CCEE - Energia de curto prazo 188.895 244.705

9.659.301 10.128.507

NÃO CIRCULANTE

Bens, materiais e serviços 8.200.930 7.782.562

Energia comprada para revenda 1.581.890 1.666.859

9.782.820 9.449.421

19.442.121 19.577.928

Page 343: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As obrigações com fornecedores representam transações com o fornecimento de bens, materiais e serviços. O passivo circulante com

fornecedores representa principalmente a dívida atual com a BR Distribuidora S.A. no montante de R$ 2.275.768 com a Empresa de

Gás do Amazonas - Cigás no montante de R$ 3.484.755 para o fornecimento de derivados de petróleo para produção de energia

elétrica.

O contrato entre a Petrobrás e a Cigás, com a intervenção e o consentimento da Amazonas D, cujo objeto é a venda pela Petrobras, e a

compra pela Cigás, para fins de geração termoelétrica ou como Produtor Independente de Eletricidade (PIE), tem uma cláusula em que

os créditos que a Cigás possui com a Amazonas D em atraso há mais de quarenta e cinco dias e que foram transferidos para a

Petrobras são automaticamente atribuídos a esta última, independentemente de qualquer notificação. Dessa forma, do montante de

R$ 3.484.755, R$ 2.063.073 são atribuídos à Petrobras.

Além dos saldos acima descritos, as obrigações com os fornecedores de bens, materiais e serviços são registradas como dois instrumentos

privados de reconhecimento de dívidas, bem como um respectivo plano de pagamento firmado com a Petrobras Distribuidora S/A pela

subsidiária Amazonas D, para o fornecimento de derivados de petróleo, assinado em 31 de dezembro de 2014, nos montantes de i) 1º

CCD no valor de R$ 3.257.366, cujo saldo devedor é de R$ 3.849.402; e ii) 2ª CCD no valor de R$ 2.925.921, cujo saldo devedor é de

R$ 3.463.584. Os instrumentos serão amortizados em 120 pagamentos mensais, numa base proporcional diária, a partir da data de

assinatura do contrato até a data de vencimento. O primeiro pagamento foi devido em 20 de fevereiro de 2015 e o último em

1º de janeiro de 2015. Além dos contratos, o montante de R$ 1.018.441 corresponde ao 3º CCD, que ainda está em fase de aprovação,

com saldo devedor de R$ 1.205.588.

F-128

Page 344: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 31 de dezembro de 2011, a Empresa reconheceu o direito de reembolso à Petrobras de R$ 2.364.318, pela diferença de preço na

parcela de transporte de gás natural. Para uma maior discussão, ver Nota 11 a.1.

NOTA 21 - ADIANTAMENTOS DE CLIENTES

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Venda antecipada de energia - ALBRAS 60.504 54.832

Adiantamentos de clientes - PROINFA 560.277 593.404

620.781 648.236

NÃO CIRCULANTE

Venda antecipada de energia - ALBRAS 592.215 659.082

592.215 659.082

TOTAL 1.212.996 1.307.318

21.1 - ALBRAS

A subsidiária Eletronorte vendeu energia à ALBRAS em 2004 para fornecimento durante um período de 20 anos a uma média

de 750 MW/mês até dezembro de 2006, e uma média de 800 MW/mês de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, utilizando a taxa

UHE Tucuruí como parâmetro, acrescido de ágio, calculado com base no preço de alumínio no London Metal Exchange (LME) na

Inglaterra. Esta fixação de preço tornou-se um derivativo inserido (Consulte a Nota 43).

Com base nestas condições, a ALBRAS efetuou compra antecipada de créditos de energia, com pagamento antecipado de

R$ 1.200.000, que foi registrado como crédito, em MW, de uma média de 43 MW/mês a partir de junho de 2004 a dezembro de 2006

e uma média de 46 MW/mês a partir de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, a ser amortizado durante o período de fornecimento, em

parcelas mensais expressadas naquela média MW, na taxa vigente no mês de faturamento, conforme detalhado abaixo:

Data do Contrato

CLIENTE Inicial Final Volume médio em Megawatts (MW)

Albrás 01/07/2004 31/12/2024 750 em 31/12/2006 e 800 a partir de 01/01/2007 de 353,08

para 492

BHP 01/07/2004 31/12/2024

A posição e movimento desse passivo são demonstrados como segue:

Saldo em

31/12/2015 Amortização Ganhos

Saldo em 31/12/2016 Circulante Não Circulante

713.914 (66.867 ) 5.672 652.719 60.504 592.215

F-129

Page 345: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

21.2 - PROINFA

O PROINFA, criado pela Lei 10.438/2002 e suas emendas, diversifica a matriz energética brasileira com o uso de fontes de energia

renováveis, por meio da alavancagem econômica de recursos disponíveis e tecnologias aplicáveis.

A Empresa garante a compra da energia produzida durante o período de 20 anos, com início em 2006, e transfere esta energia às

concessionárias de distribuição, livres consumidores e produtores independentes, excluindo consumidores de baixa renda, na

proporção de seu consumo.

As concessionárias de distribuição e transmissão pagam à Empresa o valor da energia em ações, equivalente ao custo correspondente à

participação detida por consumidores cativos, livres consumidores e produtores independentes, conectadas às suas instalações

mensais, no mês anterior àquele do consumo da energia.

As operações relativas à compra e venda de energia no âmbito do PROINFA não afetam os resultados da Empresa.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

NOTA 22 - FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

22.1 - Reserva Global de Reversão (RGR)

A Empresa está autorizada a retirar valores da RGR, aplicando-os para financiar a expansão do setor elétrico brasileiro, a melhoria dos

serviços de eletricidade e o avanço dos programas do Governo Federal.

Quando a Empresa retira valores da RGR, reconhecendo uma dívida com o fundo, investe em projetos específicos, cujo objetivo é:

a) a expansão dos serviços de distribuição de energia;

b) um incentivo a fontes alternativas de energia elétrica;

c) estudos de estoque e viabilidade do uso de potenciais hidráulicos;

d) desenvolvimento de usinas de geração de energia até 5.000 kW* destinadas exclusivamente para serviço público em populações

atendidas por um sistema elétrico isolado;

e) iluminação pública eficiente;

f) conservação de energia elétrica melhorando a qualidade dos produtos e serviços;

g) universalização de acesso à energia.

Eletrobras devolverá os recursos retirados da RGR e usados na concessão de empréstimos a empresas dentro do setor elétrico

brasileiro, com juros de 5% ao ano.

F-130

Page 346: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em 2016, o saldo de recursos captados do Fundo totalizou R$ 6.647.839 (R$ 6.439.374 em 31 de dezembro de 2015), incluído sob

Financiamentos e empréstimos, passivos.

Os ativos do Fundo RGR não fazem parte dessas demonstrações, pois são entidades separadas da Empresa.

22.2 - Composição dos empréstimos e financiamentos:

31/12/2016

ENCARGOS PRINCIPAL

CIRCULANTE NÃO

Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE

Instituições Financeiras

Moeda estrangeira

Banco de Desenvolvimento Interamericano (IBD) 4,40 % 1.382 85.242 374.763

Corporación Andino de Fomento (CAF) 2,31 % 4.607 469.378 360.566

Kreditanstalt fur Wiederaufbau (KFW) 2,73 % 15 4.349 199.347

Eximbank 2,00 % 433 61.287 30.633

BNP Paribas 1,17 % 362 114.476 457.904

Outro 5.119 128.296 641.808

11.918 863.028 2.065.021

Bônus

Expira em 30/07/2019 6,87 % 109.546 - 3.259.100

Expira em 27/10/2021 5,75 % 67.672 - 5.703.425

177.218 - 8.962.525

Outro

MORGAN - - 10.846

LLOYDS - - 1.299

- - 12.145

189.136 863.028 11.039.691

Moeda Nacional

Reserva Global de Reversão - - 6.647.839

Banco do Brasil 69.704 900.478 2.138.476

Banco de Poupança Federal 112.956 1.088.475 9.230.810

BNDES 595.993 1.160.612 8.890.627

Banco da Amazônia 16.289 226.500 404.998

Notas Promissórias 35.310 250.000 - Santander - 177.311 354.622

State Grid - - 318.471

Outras Instituições Financeiras 22.119 125.636 761.347

852.371 3.929.012 28.747.190

1.041.507 4.792.040 39.786.881

Page 347: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2015

ENCARGOS PRINCIPAL

CIRCULANTE NÃO

Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE

Instituições Financeiras

Moeda estrangeira

Banco de Desenvolvimento Interamericano (IBD) 4,40 % 2.197 102.130 551.140

Corporación Andino de Fomento (CAF) 2,73 % 6.462 562.372 994.374

Kreditanstalt fur Wiederaufbau (KFW) 2,73 % 19 - 251.801

Eximbank 2,00 % 839 71.187 106.769

BNP Paribas 1,57 % 396 136.192 685.780

Outro 4.243 126.161 757.302

14.156 998.042 3.347.166

Bônus

Expira em 30/07/2019 6,87 % 114.839 - 3.904.800

Expira em 27/10/2021 5,75 % 70.944 - 6.833.400

185.783 - 10.738.200

199.939 998.042 14.085.366

Moeda Nacional

Reserva Global de Reversão - - 6.439.373

Banco do Brasil 76.226 402.598 5.861.368

Banco de Poupança Federal 97.404 196.538 6.759.638

BNDES 564.986 1.230.372 7.332.179

Notas Promissórias 9.135 200.000 - Outras Instituições Financeiras - 249.208 1.695.888

747.751 2.278.716 28.088.446

947.690 3.276.758 42.173.812

F-131

Page 348: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Controlador

A Eletrobras firmou um contrato de abertura de crédito no valor bruto de R$ 6.500.000 junto a Caixa Econômica Federal e o Banco do

Brasil, a uma remuneração de 119,5% de variação acumulada da Taxa DI para atender suas necessidades de capital de giro e seu plano

de investimentos. Até 31 de dezembro de 2014, a Empresa financiou suas duas primeiras parcelas de desembolso no valor total de

R$ 4.500.000, com R$ 2.769.231 desembolsados pelo Banco do Brasil e R$ 1.730.769 pela Caixa Econômica Federal. A primeira e

segunda parcelas do desembolso terão prazo de carência para pagamento do principal até 24 de agosto de 2016 e 25 de novembro de

2016, respectivamente. A terceira parcela de desembolso, retirada em 30 de janeiro de 2015, no montante de R$ 2.000.000, sendo

R$ 1.230.769 desembolsados pelo Banco do Brasil e R$ 769.231 pela Caixa Econômica Federal, com prazo de carência para

pagamento do principal até 25 de fevereiro de 2016.

Controlada Eletrosul

Em 7 de março de 2016, a controlada Eletrosul emitiu uma segunda rodada de notas promissórias comerciais, em série única,

composta por 500 notas promissórias comerciais com valor nominal unitário de R$ 500.000, sendo R$ 250.000 com vencimento em

2 de março de 2017, remunerado a 100% da variação acumulada das taxas diárias médias de DI + aumento de 3,5% a.a.

Em 25 de janeiro de 2017, a Empresa liquidou 500 notas promissórias da segunda emissão, no valor integral de R$ 289.751 mil

(principal + remuneração).

Controlada Eletronuclear

Em 28 de junho de 2013, o contrato nº 0410.351-27/2013 foi assinado entre a controlada Eletronuclear e a Caixa Econômica Federal

(CEF) no montante de R$ 3.800.000 para o financiamento de alguns dos empreendimentos de Angra 3. A vigência do contrato é de

25 anos, contados a partir da data de sua assinatura, com taxa de juros de 6,5% a.a. Em 21 de março de 2016, foi feito um segundo

pedido de desembolso à CEF, no montante de R$ 478.000.

A decisão do conselho de administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), em 12 de julho de

2016, autorizou a renegociação da dívida do contrato nº 10.2.2032.1, assinado entre o BNDES e essa subsidiária em 23 de fevereiro de

2011, suspendendo o início do pagamento do principal sobre a dívida e suspendendo parcialmente o pagamento de juros mensais. Em

relação aos encargos da dívida, o pagamento de 70% dos juros foi suspenso de 15 de julho de 2016 a 15 de fevereiro de 2017. Durante

este período, 30% do montante de juros determinado será liquidado financeiramente, e o restante será capitalizado no saldo devedor.

A partir de 15 de março de 2017, a subsidiária terá que aplicar o valor integral dos encargos apurados mensalmente.

Controlada Furnas

Durante o exercício de 2016, o primeiro e o quarto desembolsos para o contrato da Furnas foram liberados pelo BNDES, totalizando

R$ 232.799; a liberação dos sessenta para 14º desembolsos no Contrato de Empréstimo com a State Grid Brazil Holding, no montante

de R$ 158.872; liberação do financiamento para a subsidiária Furnas da Caixa Econômica Federal (FINISA) no valor de

R$ 1.130.000; e a renegociação das parcelas de abril, maio, junho e julho de 2016, em principal e encargos de arrendamento e

financiamento da Eletrobras (ECF e ECR), em novembro de 2016, no valor de R$ 194.950.

F-132

Page 349: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Controlada Eletronorte

Em 12 de janeiro de 2017, a Administração da Eletronorte aprovou, em 12 de janeiro de 2017, um empréstimo de R$ 500.000 da

Caixa Econômica Federal através da CCB, com a aprovação da Eletrobras, com o objetivo de fortalecer o fluxo de caixa da controlada

(ver nota explicativa 47). A linha de crédito será disponibilizada à medida que o financiamento for necessário.

22.3 - Composição dos empréstimos e financiamentos (por moeda e indexador):

As dívidas são garantidas pela União e/ou Eletrobras, e estão sujeitas a encargos, cuja taxa média em 2016 é de 9,65% a.a. (9,40% a.a.

em 2015), e com o seguinte perfil:

31/12/2016 31/12/2015

Saldo em milhares de Reais %

Saldo em milhares de Reais %

Moeda estrangeira

US$, sem índice 9.242.584 20 % 11.121.630 24 %

US$, LIBOR 2.551.902 6 % 3.729.245 8 %

EURO 203.712 0 % 251.820 1 %

IENE 92.353 - 178.794 - Outro 1.304 - 1.858 -

Subtotal 12.091.855 27 % 15.283.347 33 %

Moeda nacional

CDI 12.701.548 28 % 11.410.983 25 %

IPCA 531.933 - 532.754 1 %

TJLP 10.063.827 22 % 6.594.316 14 %

SELIC 1.675.353 4 % 2.636.254 6 %

Outro 1.359.417 3 % 3.287.732 7 %

Subtotal 26.332.078 58 % 24.462.039 53 %

Sem índice 7.196.495 16 % 6.652.874 14 %

Total 45.620.428 100 % 46.398.260 100 %

A parcela de longo prazo de empréstimos e financiamentos tem sua maturidade programada como segue:

2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022 Total

6.439.604 7.745.876 3.697.570 8.849.279 7.481.779 5.572.772 39.786.881

22.4 -Operação de arrendamento mercantil financeiro:

O valor nominal utilizado no cálculo do ativo e passivo em virtude destes contratos foi determinado por referência ao valor

estabelecido para contratação de energia mensal, multiplicado pela capacidade instalada (60 a 65 MW*) e pelo número de meses da

validade do contrato.

A conciliação do total de pagamentos mínimos futuros sobre leasing financeiro da Empresa e seu valor presente é mostrado no quadro

abaixo:

F-133

Page 350: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

Menos de um ano 212.698 209.226

Mais de um ano ano e menos de cinco anos 836.902 836.902

Mais de cinco anos 714.854 924.081

Encargos de financiamentos futuros sobre os arrendamentos financeiros (594.950 ) (718.054 )

Total de pagamentos mínimos de arrenadamentos financeiros 1.169.504 1.252.155

Menos de um ano 136.662 132.972

Mais de um ano ano e menos de cinco anos 558.094 431.363

Mais de cinco anos 474.748 687.820

Valor presente dos pagamentos 1.169.504 1.252.155

F-134

Page 351: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

22.5 - GARANTIAS

A Empresa participa na qualidade de interveniente garantidora por várias empresas cujas quantidades garantidas, projeções e os

montantes já pagos são mostrados nas tabelas a seguir:

Empresa Empreendimento

Banco

Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo garantidor Eletrobras

Término da Garantia

Eletrobras Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042

Eletrobras Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042

Eletrobras Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042

Eletrobras Norte Energia

Garantia de

Desempenho do

Contrato SPE 15,00 % 39.225 39.225 392 30/04/2019

Eletrobras Rouar CAF SPE 50,00 % 31.833 31.833 318 30/09/2017

Eletrobras Mangue Seco II BNB SPE 49,00 % 40.951 36.132 361 14/10/2031

Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034

Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035

Eletrosul ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034

Eletrosul ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035

Eletrosul Cerro Chato I, II e III Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 223.419 100.313 1.003 15/07/2020

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 126.221 54.213 542 15/06/2021

Eletrosul Artemis Transmissora de Energia BNDES Empresarial 100,00 % 170.029 27.544 275 15/10/2018

Eletrosul UHE Mauá BNDES Empresarial 100,00 % 182.417 138.514 1.385 15/01/2028

Eletrosul UHE Mauá

BNDES/Banco do

Brasil Empresarial 100,00 % 182.417 138.534 1.385 15/01/2028

Eletrosul UHE Passo de São João BNDES Empresarial 100,00 % 183.330 127.838 1.278 15/07/2026

Eletrosul SC Energia

BNDES/Banco do

Brasil Empresarial 100,00 % 50.000 11.741 117 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES/BDRE Empresarial 100,00 % 50.000 11.711 117 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 103.180 23.551 236 15/05/2019

Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 67.017 24.590 246 15/03/2021

Eletrosul UHE São Domingos BNDES Empresarial 100,00 % 207.000 173.333 1.733 15/06/2028

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 41.898 31.327 313 15/03/2027

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 9.413 7.670 77 15/08/2027

Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 12.000 7.941 79 15/08/2027

Eletrosul UHE Passo de São João BNDES Empresarial 100,00 % 14.750 10.565 106 15/07/2026

Eletrosul Projetos Corporativos da Eletrosul Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 250.000 195.696 1.957 15/11/2023

Eletrosul Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036

Eletrosul Teles Pires

BNDES/Banco do

Brasil SPE 24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036

Eletrosul Teles Pires

Emissão de

Debêntures SPE 24,50 % 160.680 170.199 1.702 30/05/2032

Eletrosul Livramento Holding BNDES SPE 49,00 % 91.943 22.206 222 15/06/2030

Eletrosul Chuí Holding BNDES SPE 49,00 % 186.082 179.100 1.791 15/12/2031

Eletrosul Transmissora Sul Brasileira de Energia

S.A. BNDES SPE 80,00 % 209.974 180.788 1.808 15/07/2028

Eletrosul Transmissora Sul Brasileira de Energia

S.A.

Emissão de

Debêntures SPE 80,00 % 62.040 88.054 881 15/09/2026

Eletrosul Costa Oeste Transmissora de Energia

S.A. BNDES SPE 49,00 % 17.846 14.962 150 01/11/2022

Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A. BNDES SPE 49,00 % 197.950 215.684 2.157 16/06/2031

Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A. BRDE SPE 49,00 % 98.000 108.290 1.083 16/06/2031

Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A.

Emissão de

Debêntures SPE 49,00 % 44.100 55.678 557 15/06/2028

Eletrosul Transmissora Sul Litorânea do Brasil BNDES SPE 51,00 % 252.108 231.974 2.320 15/02/2029

Eletrosul Complexo São Bernardo KfW Empresarial 100,00 % 29.854 45.709 457 30/12/2038

Eletrosul Complexo São Bernardo KfW Empresarial 100,00 % 136.064 157.988 1.580 30/12/2042

Eletrosul Complexo Eólico Livramento - Entorno

II CEF Empresarial 100,00 % 200.000 212.844 2.128 07/08/2017

Eletrosul Projetos Corporativos da Eletrosul 2 BTG Pactual Empresarial 100,00 % 250.000 285.310 2.853 02/03/2017

Eletrosul Eólica Hermenegildo I S/A BNDES SPE 99,99 % 109.566 109.042 1.090 15/06/2032

Eletrosul Eólica Hermenegildo I S/A BRDE SPE 99,99 % 47.764 49.474 495 15/06/2032

Eletrosul Eólica Hermenegildo II S/A BNDES SPE 99,99 % 109.590 109.080 1.091 15/06/2032

Eletrosul Eólica Hermenegildo II S/A BRDE SPE 99,99 % 47.775 47.854 479 15/06/2032

Eletrosul Eólica Hermenegildo III S/A BNDES SPE 99,99 % 93.367 92.933 929 15/06/2032

Eletrosul Eólica Hermenegildo III S/A BRDE SPE 99,99 % 40.703 40.771 408 15/06/2032

Eletrosul Eólica Chuí IX S/A BNDES SPE 99,99 % 31.561 31.414 314 15/06/2032

Eletrosul Eólica Chuí IX S/A BRDE SPE 99,99 % 13.758 13.781 138 15/06/2032

Eletronorte São Luis II e III BNDES Empresarial 100,00 % 13.653 7.859 79 15/11/2024

Eletronorte Miranda II BNDES Empresarial 100,00 % 47.531 20.069 201 15/11/2024

Eletronorte Ribeiro Gonç./Balsas BNB Empresarial 100,00 % 70.000 57.300 573 03/06/2031

Eletronorte Lechuga/J. Teixeira BASA Empresarial 100,00 % 25.720 19.860 199 10/01/2029

Eletronorte Subestação Nobres BNDES Empresarial 100,00 % 10.000 6.567 66 15/03/2028

Eletronorte Subestação Miramar/Tucuruí BNDES Empresarial 100,00 % 31.000 21.539 215 15/08/2028

Eletronorte Expansão da Subestação Lechuga BNDES Empresarial 100,00 % 35.011 24.878 249 15/10/2028

Eletronorte Norte Brasil Transmissora BNDES SPE 49,00 % 514.500 458.514 4.585 15/12/2029

Eletronorte Norte Brasil Transmissora

Emissão de

Debêntures SPE 49,00 % 98.000 139.868 1.399 15/09/2026

Eletronorte Linha Verde Transmissora BASA Empresarial 100,00 % 185.000 201.441 2.014 10/11/2032

Eletronorte Manaus Transmissora BNDES SPE 30,00 % 120.300 95.822 958 15/12/2026

Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BNDES Empresarial 100,00 % 505.477 390.994 3.910 15/11/2028

Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BASA Empresarial 100,00 % 221.789 201.375 2.014 15/10/2031

Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BASA Empresarial 100,00 % 221.789 214.959 2.150 10/07/2031

Eletronorte Rio Branco Transmissora BNDES Empresarial 100,00 % 138.000 109.763 1.098 15/03/2027

Eletronorte Transmissora Matogrossense Energia BASA SPE 49,00 % 39.200 36.975 370 01/02/2029

F-135

Page 352: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Empreendimento Banco Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo garantidor Eletrobras

Término da Garantia

Eletronorte Transmissora Matogrossense Energia BNDES SPE 49,00 % 42.777 29.411 294 15/05/2026

Eletronorte Rei dos Ventos 1 Eolo BNDES SPE 24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029

Eletronorte Brasventos Miassaba 3 BNDES SPE 24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029

Eletronorte Rei dos Ventos 3 BNDES SPE 24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Itaú BBA SPE 24,50 % 49.735 49.854 499 26/04/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Santander SPE 24,50 % 49.000 49.119 491 26/04/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A.

State Grid Brazil

S.A. Empresarial 100,00 % 294.700 318.795 3.188 28/07/2029

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ABC SPE 24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Banco da China SPE 24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. PINE SPE 24,50 % 6.125 6.392 64 31/05/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A.

Banco de

Construção da China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017

Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ICBC SPE 24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017

Eletronorte Norte Energia BNDES SPE 19,98 % 2.697.300 3.030.508 30.305 15/01/2042

Eletronorte Norte Energia CEF SPE 19,98 % 1.398.600 1.623.548 16.235 15/01/2042

Eletronorte Norte Energia BTG Pactual SPE 19,98 % 399.600 463.871 4.639 15/01/2042

Eletronorte Implementação da PAR e PMIS BNDES Empresarial 100,00 % 361.575 322.784 3.228 15/12/2023

Eletronorte Porto Velho Transmissora de Energia BNDES Empresarial 100,00 % 283.411 245.676 2.457 15/08/2028

Eletronorte Reforço da Estrutura de Capital de Giro CEF Empresarial 100,00 % 400.000 391.658 3.917 30/04/2019

Eletronorte UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038

Eletronuclear Angra III BNDES Empresarial 100,00 % 6.146.256 3.480.338 34.803 15/06/2036

Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034

Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035

Chesf ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034

Chesf ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035

Chesf Manaus Transmissora BNDES SPE 19,50 % 78.195 62.284 623 15/12/2026

Chesf Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042

Chesf Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042

Chesf Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042

Chesf IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032

Chesf IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030

Chesf IE Madeira

Emissão de

Debêntures SPE 24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025

Chesf Projetos Corporativos Chesf 1 Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 500.000 256.404 2.564 28/09/2018

Chesf Projetos Corporativos Chesf 2 CEF Empresarial 100,00 % 400.000 253.531 2.535 27/02/2019

Chesf IE Garanhuns S/A BNDES SPE 49,00 % 175.146 154.009 1.540 15/12/2028

Chesf Projetos Corporativos Chesf 3 BNDES Empresarial 100,00 % 727.560 393.417 3.934 15/06/2029

Chesf Projetos Corporativos Chesf 4 BNDES Empresarial 100,00 % 475.454 238.320 2.383 15/06/2029

Chesf UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038

Chesf Projetos Corporativos Chesf 5 CEF Empresarial 100,00 % 200.000 202.616 2.026 06/09/2021

Furnas UHE Batalha BNDES Empresarial 100,00 % 224.000 150.921 1.509 15/12/2025

Furnas UHE Simplício BNDES Empresarial 100,00 % 1.034.410 647.658 6.477 15/07/2026

Furnas UHE Baguari BNDES Empresarial 100,00 % 60.153 36.357 364 15/07/2026

Furnas SUNDRY Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 750.000 758.618 7.586 31/10/2018

Furnas Transferência da BASA 2008 Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 208.312 220.535 2.205 07/02/2018

Furnas Projetos de Inovação FINEP Empresarial 100,00 % 268.503 161.366 1.614 15/11/2023

Furnas Financiamento Corporativo Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 400.000 379.973 3.800 06/12/2023

Furnas UHE Santo Antônio BNDES SPE 39,00 % 1.594.159 1.999.596 19.996 15/03/2034

Furnas UHE Santo Antônio BNDES SPE 39,00 % 1.574.659 2.064.091 20.641 15/03/2034

Furnas UHE Santo Antônio BASA SPE 39,00 % 196.334 238.746 2.387 15/12/2030

Furnas UHE Santo Antônio

Emissão de

Debêntures SPE 39,00 % 163.800 218.533 2.185 24/01/2023

Furnas UHE Santo Antônio

Emissão de

Debêntures SPE 39,00 % 273.000 242.225 2.422 01/03/2024

Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 435.508 376.498 3.765 15/09/2027

Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 217.754 190.533 1.905 15/09/2027

Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 4.009 2.861 29 15/09/2027

Furnas Centroeste de Minas BNDES SPE 49,00 % 13.827 8.929 89 15/04/2023

Furnas Rei dos Ventos 1 Eolo BNDES SPE 24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029

Furnas Brasventos Miassaba 3 BNDES SPE 24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029

Furnas Rei dos Ventos 3 BNDES SPE 24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029

Furnas IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032

Furnas IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030

Furnas IE Madeira

Emissão de

Debêntures SPE 24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025

Furnas Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036

Furnas Teles Pires

BNDES/Banco do

Brasil SPE 24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036

Furnas Teles Pires

Emissão de

Debêntures SPE 24,50 % 160.680 197.578 1.976 31/05/2032

Furnas Caldas Novas Transmissão BNDES SPE 49,90 % 2.418 1.759 18 15/05/2023

Furnas Caldas Novas Transmissão BNDES SPE 49,90 % 5.536 4.655 47 15/03/2028

Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.

State Grid Brazil

S.A. Empresarial 100,00 % 294.700 318.471 3.185 28/07/2029

Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ABC SPE 24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017

Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Banco da China SPE 24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017

Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. PINE SPE 24,50 % 6.125 6.313 63 31/05/2017

Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.

Banco de

Construção da China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017

Furnas Belo Monte Transmissora de ICBC SPE 24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017

F-136

Page 353: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Projeto

Banco

Financiador Modalidade

Participação

da Empresa

Valor do Financiamento

Saldo Devido em 31/12/2016

Saldo garantidor Eletrobras

Fim da Garantia

Energia S.A.

Furnas Mata de Santa Genebra

Emissão de

Debêntures SPE 49,90 % 234.031 244.019 2.440 30/06/2017

Furnas Plano de Investimento 2012-2014 BNDES Empresarial 100,00 % 441.296 224.125 2.241 15/06/2029

Furnas Empresa de Energia São Manoel BNDES SPE 33,33 % 437.996 345.656 3.457 12/12/2038

Furnas Empresa de Energia São Manoel

Emissão de

Debêntures SPE 33,33 % 93.332 98.119 981 15/12/2018

Amazonas Amazonas

Reconhecimento da

Dívida -

Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 2.405.979 2.831.333 28.313 30/01/2025

Eletroacre Eletroacre

Reconhecimento da

Dívida -

Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 91.774 82.979 830 30/01/2025

Boa Vista Boa Vista

Reconhecimento da

Dívida -

Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 19.320 16.101 161 31/12/2024

Cepisa Projeto Corporativo CEF Empresarial 100,00 % 94.906 50.749 507 30/08/2026

Ceal Projeto Corporativo da Ceal Banco IBM S/A Empresarial 100,00 % 10.736 6.742 67 31/12/2019

Total 47.014.782 44.813.837 448.138

A Empresa incluiu no item de outros passivos, no passivo não circulante, o valor justo das somas garantidas pela Empresa sobre

recursos já liberados pelos bancos de financiamento. A provisão é baseada no valor justo da garantia da Eletrobras, conforme

mostrado abaixo:

Valor Provisionado:

Garantia devidas em 31/12/2013 272.795

Alterações de período 115.165

Garantia devidas em 31/12/2014 387.960

Alterações de período 30.266

Garantia devidas em 31/12/2015 418.226

Alterações de período 29.912

Garantia devidas em 31/12/2016 448.138

a) UHE Simplício - projeto da subsidiária Furnas, com uma capacidade de geração instalada de 333,7 MW*. O projeto tem 100% de

participação Furnas. Portanto, a garantia da Empresa é de 100% do financiamento.

b) UHE Jirau - SPE Energia Sustentável do Brasil, constituída pelas controladas Eletrosul, CHESF e GDF Suez Energy, com

capacidade instalada de 3.750 MW*. Para o projeto, foram tomados dois empréstimos com o BNDES, um direto e o outro

indireto, por meio de bancos intermediários, a serem pagos em 240 meses. A empresa está garantindo a participação de cada uma

de suas controladas -Eletrosul (20%) e CHESF (20%).

c) UHE Santo Antônio - SPE Santo Antônio Energia, constituída por FURNAS, CEMIG, Fundo de Investimentos em Participação

Amazônica Energia - FIP, Construtora Norberto Odebrecht S/A, Odebrecht Investimentos em Infraestrutura Ltda. e Andrade

Gutierrez Participações S/A, com uma capacidade instalada de 3.568 MW*. A Empresa é uma parte interveniente anuente no

financiamento com o BNDES e com o Banco da Amazônia, sendo sua intervenção limitada à participação de FURNAS (39%).

d) UHE Foz do Chapecó - SPE Foz do Chapecó Energia, cuja usina elétrica possui uma capacidade instalada de 855 MW*, tendo a

Empresa como garantidora dos instrumentos contratuais junto ao BNDES, totalizando, em substituição ao Financiamento

Bancário previamente contratado, limitado ao percentual de FURNAS na SPC (40%).

e) Norte Brasil Transmissora de Energia - SPC, com participação da Eletronorte (24,5%) e Eletrosul (24,5%) e que possui como objetivo a

implementação, operação e manutenção da linha de transmissão Porto Velho/Araraquara, com uma extensão de 2.375 km*.

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Page 354: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

f) Manaus Transmissora de Energia - SPC, que possui a participação da Eletronorte (30%) e CHESF (19,5%) tendo por objetivo

implementar e operar 4 subestações e uma linha de transmissão de 585 km (LT Oriximiná/Itacoatiara/Cariri). A empresa presta

garantias com relação a dois empréstimos nesse projeto (BASA e BNDES).

g) IE Madeira - SPC Interligação Elétrica, com participação de FURNAS (24,5%) e CHESF (24,5%). Neste projeto, há uma

contragarantia da Empresa nos Contratos de Financiamento Bancário, em garantia do empréstimo de curto prazo do BNDES,

limitada à participação de suas controladas. Há também um empréstimo de curto prazo do BNDES, em que a empresa atua como

uma parte interveniente na proporção de suas subsidiárias.

h) UHE Belo Monte - SPC Norte Energia, com uma capacidade instalada de 11.233 MW*, da CHESF (15%), Eletronorte (19,98%)

e Eletrobras (15%) além de outros parceiros. A prestação de garantia da Empresa em favor da SPC para as obrigações pela

seguradora JMALUCELLI, nos termos do contrato de seguro garantia. A Empresa também está envolvida em um contrato de

empréstimo de curto prazo com o BNDES.

i) Angra III - a empresa é a garantidora para o financiamento da Eletronuclear com o BNDES, para construir o projeto corporativo

da UTN Angra III.

j) Norte Energia S.A. - Uma empresa de capital fechado e propósito específico com o objetivo de realizar todas as atividades

necessárias à implantação, manutenção e exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte). A Empresa detém

49,98% do capital social da Norte Energia.

k) Teles Pires - sociedade de propósito específico, com participação da Eletrosul (24,5%), Furnas (24,5%), Neoenergia (50,1%) e

Odebrecht Energia (0,9%). Ela tem uma potência instalada de 1.820 megawatts, suficiente para abastecer 5 milhões de habitantes.

l) Amazonas D - uma empresa de capital fechado, subsidiária da Empresa. Agindo como responsável pela prestação do serviço

público de distribuição de energia elétrica a 22 cidades do estado do Amazonas.

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes

F-138

Page 355: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 23 - DEBÊNTURES Empresa controladora Emissora

Data de emissão Principais características

Taxa de juros Vencimento

Saldo em 31/12/2016

Saldo em 31/12/2015

Eletronorte Emitido pela ETE (incorporada pela

Eletronorte em março de 2014)

06/2011 Subscrição particular da primeira emissão da

Controladora efetuada para o Fundo de

Desenvolvimento Amazônia (FDA) e

custodiada pelo contratante, Banco da

Amazônia SA, com garantia real e caução,

em quatro séries, todas conversíveis em

ações da SPE, com ou sem direitos de voto.

TJLP + 1,65%

a.a.

10/07/2031 201.375 219.803

Eletrosul SPE Chuí IX - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

1,90% a.a.

18/01/2016 - 25.807

Eletrosul SPE Chuí IX - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

3,45% a.a.

18/01/2016 - 11.355

Eletrosul SPE Hermenegildo I - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

1,90% a.a.

18/01/2016 - 81.751

Eletrosul SPE Hermenegildo I - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

3,45% a.a.

18/01/2016 - 33.073

Eletrosul SPE Hermenegildo II - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

1,90% a.a.

18/01/2016 - 81.751

Eletrosul SPE Hermenegildo II - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

3,45% a.a.

18/01/2016 - 17.673

Eletrosul SPE Hermenegildo III - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

1,90% a.a.

18/01/2016 - 69.039

Eletrosul SPE Hermenegildo III - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em

ações, em série única, não garantido, com

garantia adicional sujeita a distribuição

pública com esforços restritos de

distribuição.

100% CDI +

aumento de

3,45% a.a.

18/01/2016 - 22.222

201.375 562.474

Total do Passivo Circulante 12.442 357.226

Total do Passivo Não Circulante 188.933 205.248

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Page 356: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 24 - EMPRÉSTIMOS COMPULSÓRIOS

Os Empréstimos Compulsórios sobre o consumo de energia elétrica estabelecidos pela Lei 4.156/1962, a fim de gerar recursos para a

expansão do setor elétrico Brasileiro, foram extintos pela Lei 7.181 de 20 de dezembro de 1983, que estabeleceu a data de

31 de dezembro de 1993 como prazo final para a cobrança.

Na primeira fase desse empréstimo compulsório, que terminou com o advento do Decreto-Lei 1.512/1976, a cobrança do imposto

atingiu muitas classes de consumidores de energia, e os créditos dos contribuintes foram representados por títulos ao portador emitidos

pela Empresa.

A segunda fase, que iniciou com as disposições no supracitado Decreto-Lei, o Empréstimo Compulsório em questão começou a ser

cobrado somente das indústrias com um consumo mensal de energia superior a 2.000 kwh*, e os créditos do contribuinte não foram

mais representados por títulos, mas simplesmente, lançados pela Empresa.

O saldo remanescente do Empréstimo Compulsório, após a quarta conversão em ações, em 30 de abril de 2008, relacionado aos créditos

criados de 1988 a 2004, está registrado no passivo circulante e não circulante, com vencimento iniciando em 2008, e é remunerado a uma

taxa de 6% ao ano, mais correção monetária com base na variação do IPCA-E, e que em 2016 corresponde a R$ 509.133 (R$ 523,635 em

31 de dezembro de 2015), do qual R$ 460.940 são não circulantes (R$ 466.005 em 31 de dezembro de 2015).

As obrigações ao Portador emitidos devido ao Empréstimo Compulsório não são valores mobiliários, não são negociáveis na bolsa de

valores, não são precificados e não são devidos. Desse modo, a administração da Empresa esclarece que a Empresa não possui

debêntures em circulação.

A emissão desses títulos foi legalmente obrigatória, e não uma decisão corporativa pela Empresa. Do mesmo modo, sua tomada por

portadores de títulos não foi um ato de sua vontade, mas um dever legal por força da Lei 4.156/1962.

A CVM (Comissão de Valores Mobiliários) emitiu uma decisão através de seu colegiado no processo administrativo CVM RJ

2005/7230, apresentado por titulares dos referidos valores mobiliários, afirmou em um documento que “as obrigações emitidas pela

Empresa em virtude da Lei 4.156/1962 não podem ser consideradas valores mobiliários de mercado.”

A CVM também compreendeu que não há irregularidade nos procedimentos adotados pela Empresa nas suas Demonstrações

Financeiras, no tocante às obrigações supracitadas, nem na publicação da existência de ação judicial.

A inexequibilidade dessas Obrigações ao Portador foi reforçada por decisões da Suprema Corte, que corroboraram o entendimento de

que esses valore mobiliários prescreveram e não são válidos para garantir execução fiscal.

Portanto, as Obrigações ao Portador emitidas na primeira fase deste empréstimo compulsório, conforme decidido pela CVM, não

devem ser confundidas com debêntures. Ademais, por força das disposições do Artigo 4, § 11 da Lei 4.156/1962, e Artigo 1 do

Decreto 20.910/1932, são inexequíveis, uma condição confirmada no Informativo 344 da Suprema Corte (STJ), que afirma que essas

Obrigações não podem ser utilizadas como garantias para ação de execução fiscal, uma vez que não são líquidas e não são debêntures.

F-140

Page 357: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Dessa forma, as obrigações relacionadas ao Empréstimo Compulsório referem-se a créditos residuais, criados de 1988 a1994, de

consumidores industriais com consumo superior a 2.000 kWh*, na segunda fase deste Empréstimo Compulsório, bem como a juros

sobre esses créditos não reclamados, conforme demonstrado abaixo:

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Juros a Pagar 48.193 57.630

NÃO CIRCULANTE

Créditos cobrados 460.940 466.005

TOTAL 509.133 523.635

NOTA 25 - CONTA CONSUMO DE COMBUSTÍVEL - CCC

A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), criada pelo Decreto 73.102, de 7 de novembro de 1973, destina-se a combinar o rateio

de custos de consumo de combustível na geração de energia termoelétrica, especialmente na região Norte do país.

De acordo com a Lei 8.631, de 4 de março de 1993, a Empresa administra as quantias cobradas pela concessionária do serviço público

de energia elétrica e efetua o crédito na Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) para as taxas anuais alocadas em gastos com

combustíveis para a geração de energia elétrica. As quantias registradas na rubrica ativo circulante, em contrapartida ao passivo

circulante, são recursos disponíveis, mantidos em uma conta vinculada, e os valores não pagos pelas concessionárias.

31/12/2016 31/12/2015

Ativos circulantes 195.966 195.966

Ativos Não Circulantes 6.919 13.331

Total 202.885 209.297

Passivos circulantes - - Passivos não circulantes 482.179 452.948

Total 482.179 452.948

A promulgação da lei 12.783/2013 extinguiu a natureza obrigatória da contribuição para este encargo, para concessionárias do serviço

público de energia elétrica.

Em 23 de junho de 2016, a Medida Provisória nº 735 estabelece que, a partir de 1º de janeiro de 2017, as atividades relacionadas à

gestão e administração dos fundos do setor RGR, CDE e CCC serão transferidas para a Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE). Em 17 de novembro de 2016, esta medida provisória foi convertida na Lei 13.360, estabelecendo que as atividades

relacionadas à gestão e administração destes fundos deverão ser transferidas para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

(CCEE) até 30 de abril de 2017.

F-141

Page 358: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 26 - TRIBUTOS A RECOLHER E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

26.1 - Tributos a recolher

31/12/2016 31/12/2015

Passivos circulantes:

Impostos de renda retidos na fonte (IRRF) 288.537 239.721

PASEP e COFINS 314.435 577.998

ICMS 214.385 211.659

PAES/REFIS 175.462 185.441

Parcela IR/CS 37.679 - INSS/FGTS 134.907 139.792

ISS 41.585 40.844

Outro 129.099 161.123

Total 1.336.089 1.556.578

31/12/2016 31/12/2015

Passivos não circulantes:

PASEP e COFINS 204.284 75.323

PASEP e COFINS deferidos 40.319 181.991

PAES/REFIS 589.200 595.691

Parcela IR/CS 135.016 - INSS/FGTS 32.847 31.884

Outro 58.214 15.420

Total 1.059.880 900.309

26.2 - Imposto de renda e contribuição social

31/12/2016 31/12/2015

Passivos circulantes:

Imposto de renda corrente 447.236 431.712

Contribuições sociais correntes 159.612 149.632

606.848 581.344

Passivos não circulantes:

IRPJ/CSLL deferidos 8.305.606 1.003.796

26.3 - Conciliação da despesa com imposto de renda e contribuição social

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

IRPJ CSLL IRPJ CSLL IRPJ CSLL

Lucro (prejuízo) antes de IRPJ e CSLL 12.182.725 12.182.725 (11.207.024 ) (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.457.135 )

Base tributária

Total de IRPJ e CSLL calculados a 25% e 9%, respectivamente (3.045.681 ) (1.096.445 ) 2.801.756 1.008.632 1.114.284 401.142

Efeitos das adições e exclusões Receita de dividendos 25.838 9.301 15.563 20.350 25.555 9.198

Método de Equivalência Patrimonial 801.378 288.496 132.862 47.830 (304.210 ) (109.516 )

Compensação de perdas tributárias 172.498 62.099 - - - -

Estabelecimento de créditos tributários 500.021 180.007 - - - - Impostos deferidos não

reconhecidos/baixados (4.044.525 ) (1.465.668 ) (4.001.603 ) (1.402.293 ) (2.805.474 ) (1.086.660 )

Impostos deferidos reconhecidos de exercícios fiscais anteriores - - - - 812.366 294.192

Incentivos fiscais 185.217 - 18.088 - 111.197 2.075 Doações (35.439 ) (12.758 ) - - - -

Outras adições e exclusões (781.878 ) (253.278 ) 476.987 171.715 (121.746 ) (42.921 )

Receita (despesas) total de IRPJ e CSLL (6.222.572 ) (2.288.246 ) (556.347 ) (153.765 ) (1.168.029 ) (532.490 )

Alíquota efetiva -51,08 % -18,78 % 4,96 % 1,37 % 26,21 % 11,95 %

26.4 - Incentivos Fiscais - SUDENE

A Medida Provisória 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, alterada pela Lei 11,196, de 21 de novembro de 2005, permitiu às empresas

situadas na Região Nordeste com empreendimentos no setor de infraestrutura considerados por ato do poder Executivo prioridade para

o desenvolvimento regional, para reduzir o valor do imposto de renda devido para fins de investir em projetos de instalação, expansão,

modernização ou diversificação.

F-142

Page 359: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

No que diz respeito aos contratos de concessão nº 006/2004 de geração, e 061/2001 de transmissão (assinados por CHESF), o direito

ao incentivo reduzindo 75% do imposto de renda abrange os anos de 2008 a 2017. Para contratos de transmissão números 008/2005 e

007/2005, o direito ao incentivo de redução foi concedido para o período de 2011 a 2020. Para contratos com incentivo fiscal, a

alíquota do imposto de renda de 25% passa a ser 6,25%.

26.5 - Plano de pagamento especial - PAES

As controladas Furnas, Eletrosul, Eletroacre e Distribuição Alagoas escolheram refinanciar as dívidas fiscais. O prazo financiado é

limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela taxa de juros de longo prazo (TJLP) e taxa SELIC.

26.6 - Programa de Recuperação Fiscal (REFIS) - Lei nº 12.865/2013

Em 30 de dezembro, 2013, Furnas escolheu o REFIS, para os processos relacionados ao PASEP, COFINS e PASEP/COFINS.

O prazo de financiamento é limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela SELIC.

26.7 - PASEP e COFINS deferidos em Variação Cambial Estrangeira Ativa

Em 1º de abril de 2015, o Decreto nº 8.426 foi publicado, que restabeleceu as alíquotas de 0,65% e 4%, respectivamente, do

PIS/PASEP e da COFINS sobre as receitas financeiras auferidas pelas pessoas jurídicas sujeitas ao regime de incidência não

cumulativa, com validade a partir de 1º de julho de 2015.

No entanto, com o advento do Decreto nº 8.451, publicada em 19 de maio de 2015, o Governo Federal restabeleceu as alíquotas de

PIS/PASEP e COFINS sobre a receita financeira de desvios monetários a zero, em razão da taxa de câmbio, derivada de: (i) operações

de exportação de bens e serviços no exterior; e (ii) obrigações contratadas pela pessoa jurídica, incluindo empréstimos e

financiamentos.

Uma vez que o Decreto nº 8.451 estabeleceu que a taxa de zero será mantida apenas para as operações acima mencionadas, a

Controladora, ao liquidar as transações correspondentes, recolhe agora as contribuições PIS/PASEP e COFINS devidas sobre as

variações monetárias derivadas da flutuação da moeda estrangeira observada nos contratos de empréstimo outorgados pela Empresa.

Nesse contexto, devido ao diferimento da tributação sobre as variações cambiais na liquidação, a Controladora mantém no passivo não

circulante a longo prazo do PIS/PASEP e COFINS, em 31 de dezembro de 2016, os montantes de R$ 311 (R$ 25.440 em 31 de

dezembro de 2015) e R$ 1.911 (R$ 156.551 em 31 de dezembro de 2015), respectivamente.

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Page 360: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 27 - ENCARGOS SETORIAIS

31/12/2016 31/12/2015

PASSIVO CIRCULANTE

Taxa RGR 56.083 154.753

Taxa CDE 53.733 38.979

Taxa do PROINFA 14.152 45.819

Compensação pela utilização de recursos hídricos 72.456 56.932

Taxa de Inspeção de Serviços de Eletricidade 29.819 5.223

Pesquisa e Desenvolvimento (R&D) 126.071 356.920

Programa de Eficiência Energética (PEE) 258.590 24.397

Outro 36.297 12.377

647.201 695.400

PASSIVOS NÃO CIRCULANTES:

Taxa RGR 21.093 8.184

Pesquisa e Desenvolvimento (R&D) 528.865 404.623

Programa de Eficiência Energética (PEE) 65.295 49.388

615.253 462.195

TOTAL 1.262.454 1.157.595

27.1 - Reserva Global de Reversão - RGR

Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica são responsáveis por contribuir para a formação da RGR, mediante o

pagamento de uma quota denominada Reversão e Assunção do Controle de Serviços de Energia Elétrica, de até 2,5% do valor dos

investimentos feitos por concessionárias e titulares de licenças, limitado a 3% da receita anual. O valor da ação é calculado como um

componente do custo do serviço da concessionária.

Concessionárias pagam a sua quota anual para o Fundo, que não é controlado pela Empresa, em uma conta bancária anexa

administrada pela Empresa, que administra a conta dentro dos limites estabelecidos pela Lei 5.655/1971 e alterações posteriores,

também não refletidas nas Demonstrações Financeiras da Empresa, já que é uma entidade independente da Empresa.

De acordo com artigo 20 da Lei nº 12.431, de 2011, esta taxa foi prorrogada até 2035, ao passo que originalmente tinha sido

estabelecida para terminar no final de 2010. Com a publicação da Lei 12.783/2013, a partir de 1º de Janeiro de 2013, os seguintes já

não eram obrigados a pagar para a RGR anualmente:

a) concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica;

b) concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica ofertadas após 12 de Setembro de 2012; e

c) concessionárias do serviço público de transmissão e geração de energia elétrica renovado de acordo com a Lei 12.783/2013.

27.2 - Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) destina-se a promover o desenvolvimento de energia nos estados, projetos para

universalizar os serviços de energia elétrica, o programa para subsidiar consumidores de baixa renda, e a expansão da rede de gás

natural para atender estados que ainda não tenham oleodutos.

A CDE foi criada em 26 de abril de 2002, com duração de e é administrada pela Empresa, cumprindo um programa estabelecido pelo

Ministério das Minas e Energia, e não afeta os resultados da Empresa.

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Page 361: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A CDE também é utilizada para garantir a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas usinas

hidrelétricas e biomassa) e do carvão mineral nacional.

Iniciando em 2013, como um dos instrumentos para permitir uma redução nas contas de energia, essa contribuição foi reduzida para

25% da taxa atual.

27.3 - PROINFA

O programa do governo Federal para o desenvolvimento de projetos para diversificar a rede de energia elétrica do Brasil e incentivar

fontes alternativas de energia elétrica, criado pela Lei 10.438, de abril de 2002, é gerenciado pela Empresa e busca soluções regionais

para o uso de recursos energéticos renováveis.

O PROINFA estabelece a operação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 mW* de capacidade instalada. As usinas no programa são

responsáveis pela geração de aproximadamente 12.000 GWh/ano - um valor capaz de abastecer por volta de 6,9 milhões de

residências e equivalente a 3,2% do consumo total anual no país. Os 3.299,40 mW* contratados são divididos em 1.191,24 mW* de

63 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), 1.422,92 mW* de 54 parques eólicos e 685,24 mW* de 27 usinas de biomassa. Essa

energia é contratação garantida por 20 anos pela Empresa. As operações realizadas nos termos do PROINFA não afetam os resultados

da Empresa (que é responsável pelo pagamento).

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes

27.4 - Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos

A compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica foi instituída pela Constituição

Federal de 1988, e é um percentual que as concessionárias de geração hidrelétrica pagam pelo uso dos recursos hídricos. A ANEEL

gerencia a cobrança e distribuição de recursos entre os beneficiários: Estados, cidades e entidades diretamente gerenciadas pelo

Governo Federal.

Conforme estabelecido pela Lei 8.001, de 13 de março de1990, com as alterações feitas pelas Leis 9.433/1997, 9.984/2000 e

9.993/2000, 45% dos recursos são destinados para cidades afetadas pelos reservatórios de UHE, enquanto que os estados têm direito a

outros 45%. O Governo Federal recebe 10% do total. Geradores caracterizados como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) estão

isentos do pagamento dessa compensação financeira.

As concessionárias pagam 6,75% do valor da energia produzida como Compensação Financeira.

27.5 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica

A Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi criada pela Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulada

pelo Decreto 2.410, de 28 de novembro de 1997, para criar receita para a Agência Nacional de Energia Elétrica, para cobrir suas

despesas operacionais e administrativas.

A TFSEE equivale a 0,5% do valor econômico adicionado pela concessionária, titular permitido ou titular autorizado, incluindo nos

casos de produção independente e autoprodução, a exploração de serviços e instalações de energia elétrica.

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Page 362: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A TFSEE é devida desde 1º de janeiro de 1997, e é definida anualmente pela ANEEL e paga em doze parcelas mensais.

27.6 - Pesquisa e Desenvolvimento- P&D

As concessionárias de energia elétrica são obrigadas anualmente a investir o montante de pelo menos 1% de sua receita operacional

líquida ajustada em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, nos termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000.

Os recursos de P&D destinam-se a custear os estudos e pesquisas sobre planejamento e expansão do sistema energético, bem como

sobre inventário e viabilidade necessários para aproveitar o potencial hidrelétrico.

Cumprindo com a ordem dos referidos dispositivos legais, em contrapartida às entradas registradas no passivo em pesquisa e

desenvolvimento, é uma dedução da receita operacional.

NOTA 28 - REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

31/12/2016 31/12/2015

Circulante

Dividendos não reclamados 25.312 40.518

Dividendos retidos de anos anteriores 1.837 3.004

Dividendos mínimos obrigatórios do exercício social 435.742 - 462.891 43.522

28.1 - Dividendos retidos de exercícios anteriores

Em Janeiro de 2010, o conselho de administração da Empresa ordenou o pagamento do saldo da Reserva Especial de Dividendos Não

Distribuídos, em quatro parcelas anuais a partir do exercício fiscal de 2010, inclusive.

28.2 - Dividendos não reclamados

O saldo da remuneração aos acionistas, demonstrado no passivo circulante, contém o montante de R$ 24.339 (R$ 40.518 em 31 de

dezembro de 2015) com a controladora e R$ 25.312 (R$ 41.333 em 31 de dezembro de 2015) no consolidado, referente à remuneração

não reclamada dos exercícios de 2013, 2014 e 2015. A remuneração de 2011 e período anterior prescreveram, de acordo com o

estatuto social da Empresa.

28.3 - Dividendos mínimos obrigatórios no exercício

O Estatuto Social da Empresa estabelece como dividendo mínimo obrigatório 25% do lucro líquido, ajustado pela legislação

societária, respeitante à remuneração mínima das ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do valor

nominal do capital da Empresa para esses tipos e classes de ações e com a possibilidade de pagamento de juros sobre o capital próprio

(ver Nota 35).

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Page 363: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 29 - BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO

29.1 - Benefícios pós-emprego

As empresas na Eletrobras patrocinam fundos de previdência para seus funcionários, bem como planos de assistência médica pós-

emprego e seguro de vida em determinados casos. Esses benefícios são classificados como benefícios definidos (DB) e contribuições

definidas (CD).

Devido à estrutura descentralizada da Eletrobras, cada segmento patrocina seu próprio pacote de benefícios dos empregados. Em

geral, o Grupo oferece aos seus aposentados atuais e futuros e seus benefícios dependentes de aposentadoria e assistência médica pós-

emprego e seguro de vida, tal como apresentado no quadro a seguir:

Tipos de benefícios pós-emprego patrocinados pelas empresas do Sistema Eletrobras

Planos de previdência Outros benefícios de aposentadoria

Empresa Plano BD Plano Salarial Plano CD Seguro de Vida Plano de Saúde

Eletrobras X X X X

Amazonas X X

Boa Vista X X X

Ceal X X X

Cepisa X X

Ceron X

CGTEE X

Chesf X X X X

Eletroacre X

Eletronorte X X X X

Eletronuclear X X

Eletrosul X X X

Furnas X X X X

O plano de benefícios de aposentadoria normalmente expõe o Grupo a riscos atuariais, tais como o risco de investimento, risco de taxa

de juros, risco de longevidade e risco salarial.

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Page 364: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Risco de

Investimento

O valor atual do passivo do plano de benefícios de previdência definido é calculado

utilizando uma taxa de desconto determinada devido à remuneração de valores mobiliários

privados de elevada qualidade; se o retorno sobre os ativos do plano for abaixo da taxa, o

plano incorrerá em um déficit. No momento, o investimento do plano está relativamente

equilibrado em ações, instrumentos de dívida e bens imóveis. Devido à natureza de longo

prazo do passivo do plano, o conselho do fundo de previdência considera adequado que uma

parte razoável dos ativos do plano seja investida em ações e bens imóveis, para alavancar o

retorno gerado pelo fundo.

Risco de Taxa de

Juros

Uma redução na taxa de juros dos valores mobiliários irá aumentar o passivo do plano.

Todavia, isso será parcialmente compensado por um aumento no retorno sobre os valores

mobiliários de dívida do plano.

Risco de

Longevidade

O valor atual do passivo do plano de benefícios definido é calculado referenciando a melhor

estimativa da mortalidade dos participantes do plano durante e após o emprego. Um aumento

na expectativa de vida dos participantes do plano aumentará o passivo do plano.

Risco Salarial

O valor atual do passivo do plano de benefícios definido é calculado referenciando os

salários futuros dos participantes do plano. Desse modo, um aumento no salário dos

participantes do plano aumentaria o passivo do plano.

As tabelas abaixo apresentam uma reconciliação do valor presente das obrigações do benefício definido e o valor justo dos ativos

cujos valores estão registrados nos balanços patrimoniais para benefícios de previdência e para todos os outros benefícios pós-

emprego. A seguir, apresentaremos os resultados consolidados do grupo Eletrobras. A avaliação atuarial mais recente dos ativos do

plano e do valor presente da obrigação dos benefícios definidos foi realizada em 31 de dezembro de 2016.

O saldo das obrigações pós-emprego é apresentado a seguir:

Obrigações de benefício pós-emprego - valores reconhecidos nobalanço contábil 2016 2015

Planos de benefícios preidenciários 2.214.342 1.693.130

Planos de saúde e seguro de vida 253.212 272.296

Outras obrigações de benefício pós-emprego 8.093 8.259

Total de obrigações de benefícios pós-emprego 2.475.647 1.973.685

Circulante 107.571 114.861

Não Circulante 2.368.076 1.858.824

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Page 365: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

a) Conciliação dos passivos dos planos de previdência e outros benefícios

Planos de benefício de aposentadoria definidos - Valores registrados no balanço

contábil e demonstração de resultados do exercício fiscal 2016 2015 2014

Valor presente das obrigações atuariais parcial ou totalmente cobertas 21.682.893 17.867.309 18.494.073

Valor justo dos ativos do plano (-) (22.025.946 ) (18.905.009 ) (19.300.597 )

Passivos líquidos (ativos) (343.054 ) (1.037.700 ) (806.524 )

Efeito da restrição sobre os ativos 2.077.026 1.890.266 1.916.652

Dívida atuarial contratada entre patrocinador e plano 1.397.984 842.672 1.271.936

Dívida financeira contraída entre patrocinador e plano 15.479 58.543 191.664

Outros benefícios de previdência 171.289 99.214 - Valor dos passivos de benefício de aposentadoria (ativos) 2.214.342 1.693.130 1.885.914

Custo atual líquido de serviço (71.682 ) (53.494 ) (47.310 )

Custo de juros líquidos 103.593 125.220 70.338

Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no exercício 31.911 71.727 23.028

Outros benefício de aposentadoria - Valores registrados no balanço contábil e demonstração de resultados do exercício fiscal 2016 2015 2014

Valor presente das obrigações atuariais parcial ou totalmente cobertas 253.212 272.296 374.252

Valor justo dos ativos do plano (-) - - - Passivo/(Ativo) líquido 253.212 272.296 374.252

Valor de passivo/(ativo) de outros benefícios pós-emprego

253.212 272.296 374.252

Custo do serviço corrente 13.711 14.147 19.238

Custo de juros líquidos 35.601 43.639 42.626

Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no exercício 49.312 57.786 61.864

b) Divulgação dos Benefícios de Previdência Definidos

Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - conciliação do valor presente das obrigações do benefício definido:

Planos de benefícios definidos previdenciários – Movimentação do valor presente das obrigações

atuariais 2016 2015

Valor das obrigações atuariais no início do ano 17.867.309 18.494.073

Empresa controladora detida para venda (*) - (68.269 )

Custo do serviço corrente 75.475 86.483

Juros sobre obrigação atuarial 2.262.079 2.167.943

Benefícios pagos durante o ano (-) (1.576.185 ) (1.455.594 )

(Ganhos) perdas sobre as obrigações atuariais decorrentes da reavaliação 3.054.215 (1.357.326 )

Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos pressupostos demográficos 213.883 25.321

Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos pressupostos financeiros 2.723.761 (1.309.909 )

Prejuízos atuariais (ganhos) resultantes de ajustes de experiência 116.571 (72.738 )

Valor presente das obrigações atuariais no final do ano 21.682.893 17.867.309

Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - reconciliação do valor justo dos ativos do plano:

Page 366: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Planos de benefícios definidos previdenciários – Movimentação e composição do valor justo

dos ativos 2016 2015

Valor justo dos ativos no início do ano 18.905.009 19.300.597

Empresa controladora detida para venda (*) - (63.327 )

Benefícios pagos durante o exercício (-) (1.576.185 ) (1.455.594 )

Contribuições de participante vertidas durante o exercício 147.157 139.977

Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 281.376 211.355

Rendimento esperado dos ativos no ano 2.423.501 2.291.003

Ganho (perda) em ativos do plano (excluindo receitas de juros) 1.845.088 (1.519.001 )

Valor justo dos ativos no final do ano 22.025.946 18.905.009

Rendimento efetivo dos ativos no ano 4.268.589 772.002

* Aquisição/classificação do ativo mantido para venda da subsidiária (ver Nota 42)

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Page 367: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - Valores reconhecidos em Outros Resultados Abrangentes:

2016 2015 2014

Outros Resultados Abrangentes (ORA) Acumulados do

Programa de Previdência 3.482.507 2.321.962 1.945.074

2016 2015 2014

Ganhos (perdas) atuariais registrados em ORA no exercício

fiscal, líquido de impostos deferidos - Programa de

Previdência (1.160.545 ) (376.887 ) (1.298.178 )

c) Divulgação de outros benefícios pós-emprego

Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego - reconciliação do valor presente das obrigações de benefícios definidos:

Outros benefícios de previdência - Alterações no valor atual das

obrigações atuariais 2016 2015 2014

Valor das obrigações atuariais no início do ano 272.296 364.821 360.173

Custo do serviço corrente 13.187 14.147 19.260

Juros sobre obrigação atuarial 34.855 43.639 42.604

Benefícios pagos durante o ano (30.013 ) (11.249 ) (14.977 )

(Ganho) perda sobre as obrigações atuariais decorrentes da

remensuração (37.113 ) (139.062 ) (32.808 )

Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos

pressupostos demográficos (3.190 ) (29.682 ) 29.384

Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos

pressupostos financeiros 27.039 (49.624 ) 119.803

Prejuízos atuariais (ganhos) resultantes de ajustes de

experiência (62.580 ) (59.756 ) (181.995 )

Valor presente das obrigações atuariais no final do ano 253.212 272.296 360.173

Resultado consolidado de outros benefícios pós-emprego - Quantias reconhecidas em outros resultados abrangentes:

2016 2015 2014

Outros Resultados Abrangentes (OCI) Acumulados - Outros

benefícios de aposentadoria 9.213 46.326 185.388

2016 2015 2014

Ganhos (perdas) atuariais registrados em OCI do exercício fiscal -

Outros benefícios de aposentadoria 37.113 139.062 32.808

d) Hipóteses atuariais e econômicas

As premissas atuariais apresentadas a seguir são usadas para determinar a obrigação de benefício definido e despesas para o ano.

Hipóteses Econômicas 2016 2015

Taxa de juros de desconto atuarial anual (i) 10,95% a 11,17% 13,16% a 13,27%

Taxa de juros de desconto atuarial anual real 5,70% a 5,91% 7,26% a 7,36%

Aumento médio projetado em salários 4,97% a 9,02% 5,50% a 9,57%

Aumento médio projetado em benefícios 4,97% 5,50%

Taxa anual real de alteração em custos

médicos

0% a 4,43% 0% a 6,18%

Taxa de inflação anual média 4,97% 5,50%

Retornos esperados sobre os ativos do

plano (ii)

10,95% a 11,17% 13,16% a 13,27%

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Page 368: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Hipóteses Demográficas

2016 2015

Taxa de faturamento 0%; GAMA - Volume de Negócios

Esperado; Tabela de Serviço T1 Soft 20%;

80% Tabela de Serviço T1

0%; 2,80%; 80% T1 Tabela de Serviço

Tabela de mortalidade ativa e inativa AT-2000 BASIC; AT-83 BASIC F; AT-

2000 (D10%/D5%/D30%); AT-2000 (soft

10%);

AT-2000; AT-2000 BASIC; AT-83

BASIC F; AT-2000 (D10); AT-2000 (soft

10%); AT-83 BASIC M

Tabela de Mortalidade para Deficientes AT-83; AT-83 (soft 10%); AT-49 DES

2 anos; MI-85; AT-49 M; AT-49 M&F;

AT-49 (M&F) AGR 100%; RP-2000

Deficiente; AT-83M (reparado a 5%); RP

2000 Deficiente M&F; RRB-1983

AT-83; AT-83 (D10); AT-49 DES 2 anos;

MI-85; AT-49 M; AT-49 M&F; AT-49

(M&F) AGR 100%; RP-2000 Deficiente;

AT-83M (reparado a 5%); RP 2000

Deficiente M&F; RRB-1983

Tabela de Invalidez Luz Fraca, Média e Forte; Alvaro Vindas Luz Fraca, Média e Forte; Muller; Álvaro

Vindas; TASA-1927 (30% soft)

% casado na data de aposentadoria 95% 95%

Diferença de idade entre homens e

mulheres

4 anos 4 anos

(i) Taxa de juros de longo prazo

(ii) Representa as taxas de retorno máximo e mínimo de ativos do plano

A definição desta taxa levou em conta a prática de mercado de títulos do governo Federal, de acordo com os critérios recomendados

por padrões nacionais e internacionais, para termos similares àqueles do fluxo de obrigações do programa de benefícios pela duração.

Taxa de retorno esperado global é a média ponderada dos retornos esperados das várias categorias de ativos do plano. A avaliação da

Administração do retorno esperado é baseada nas tendências de retorno históricas e nas previsões de analistas de mercado dos ativos

durante a vigência da respectiva obrigação. O retorno atual dos ativos do plano BD em 31 de dezembro de 2016 era de R$ 263.620

(R$ 153.404 em 2015) na Controladora e R$ 4.268.589 (R$ 772.002 em 2015) no grupo Consolidado.

e) Contribuições do empregador

Em 31 de dezembro de 2016, as contribuições feitas pela Empresa Controladora para a criação de provisões matemáticas de benefícios

do Plano CD atingiram R$ 18.562 (R$ 16.983 em 2015) e R$ 214.783 (R$ 213.626 em 2015) no grupo Consolidado.

Em 31 de dezembro de 2016, as contribuições feitas pela Empresa Controladora para a criação de provisões matemáticas de benefícios

do Plano BD atingiram R$ 45.349 (R$ 15.451 em 2015) e R$ 259.196 (R$ 211.355 em 2015) no grupo Consolidado.

A Controladora espera contribuir com R$ 93.253 para o plano de benefício definido no próximo ano, e R$ 325.635 no Consolidado.

A duração média ponderada da obrigação de benefício definido da Controladora é de 7,49 anos, e a média do grupo Consolidado é

9,42 anos.

Uma análise do vencimento esperado de benefícios não descontado dos planos de benefícios definidos pós-emprego:

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Page 369: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Menos de Entre Entre Mais de

Em 31 de dezembro de 2016 1 ano 1-2 anos 2-5 anos 5 anos Total

Programa de Previdência 1.578.766 1.578.991 4.713.361 32.743.493 40.614.611

f) As projeções atuariais pertinentes para determinar a obrigação definida são: taxa de desconto, custo médico, e mortalidade.

As seguintes análises da sensibilidade foram determinadas com base em mudanças razoavelmente possíveis nas respectivas

projeções que ocorreram no final do período de relatório, as demais projeções permaneceram constantes.

Empresa Controladora

Se a taxa de desconto for 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido seria reduzido em R$ 39.922 (aumento de

R$ 41.441).

Se os custos médicos forem 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido aumentaria em R$ 52 (redução de R$ 51).

Se a expectativa de vida aumentar (diminuir) em um ano para homens e mulheres, a obrigação de benefício definido aumentaria

em R$ 48.682 (redução de R$ 49.476).

Consolidado

Se a taxa de desconto for 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido seria reduzido em R$ 516.154 (aumento de

R$ 538.965).

Se os custos médicos forem 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido aumentaria em R$ 4.278 (redução de

R$ 4.509). Grupo Consolidado.

Se a expectativa de vida aumentar (diminuir) em um ano para homens e mulheres, a obrigação de benefício definido aumentaria

em R$ 422.940 (redução de R$ 433.452).

A análise de sensibilidade apresentada não pode ser representativa da mudança real na obrigação de benefícios definidos, uma vez que

não é provável que a mudança ocorra em projeções isoladas, considerando que algumas projeções podem estar correlacionadas.

Além disso, quando da apresentação da análise de sensibilidade, o valor presente da obrigação de benefícios definidos foi calculado

utilizando o método de crédito unitário projetado no final do período de relatório, que é equivalente àquele utilizado para calcular o

passivo da obrigação de benefícios definidos contabilizado no balanço patrimonial.

Não houve alteração em relação aos anos anteriores nos métodos e projeções utilizadas para elaborar a análise de sensibilidade.

g) Quantias incluídas no valor justo dos ativos do plano

Categoria do Ativo 2016 2015

Valores Imediatamente Disponíveis 10.361 1.508

Realizável 913.902 888.620

Crédito de Depósitos Privados 364.800 393.107

Investimentos de Renda Fixa 16.409.421 13.723.072

Investimentos de Capital 2.545.552 2.126.328

Investimentos em Fundos 1.231.716 1.159.361

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Page 370: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Categoria do Ativo 2016 2015

Investimentos Imobiliários 823.129 841.652

Investimentos estruturados 451.874 385.741

Empréstimos e Financiamentos 563.357 526.007

Outro 76.172 89.360

(-) Fundos receber de patrocinador (421.767 ) (408.644 )

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Page 371: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Categoria do Ativo 2016 2015

(-) Passivos operacionais (111.563 ) (97.585 )

(-) Passivos contingenciais (503.233 ) (437.104 )

(-) Fundos de investimento (117.356 ) (91.827 )

(-) Fundos administrativos (192.172 ) (167.243 )

(-) Fundos de previdência (18.249 ) (27.344 )

Total de ativos 22.025.946 18.905.009

O justo valor do capital e instrumentos de dívida é determinado com base nos preços de mercado cotados em mercados ativos,

enquanto o justo valor dos investimentos em ações não é baseado nos preços de mercado cotados em mercados ativos.

NOTA 30 - PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS

A Empresa e suas controladas estão parcialmente envolvidas em várias ações judiciais perante diversas varas, especialmente nas

esferas trabalhista e cível, que estão em vários estágios.

Na data de fechamento destas demonstrações financeiras, a Empresa tem as seguintes provisões para obrigações legais relacionadas a

ações judiciais, o momento e os montantes de pagamento final dependem dos resultados específicos do tribunal para cada processo:

a) Provisões reconhecidas:

31/12/2016 31/12/2015

CIRCULANTE

Trabalhista 39.373 21.100

Tributário 4.415 - Civil 1.039.687 569.625

1.083.475 590.725

NÃO CIRCULANTE

Trabalhista 1.369.292 984.066

Tributário 586.429 644.466

Civil 17.690.233 11.927.597

19.645.954 13.556.129

20.729.429 14.146.854

Estas provisões durante este período evoluíram da seguinte forma:

Saldo em 31/12/2015 14.146.854

Aditivos 6.598.015

Reversões de provisões (2.721.344 )

Correção monetária 3.505.998

Baixados (60.733 )

Pagamentos (739.363 )

Saldo em 31/12/2016 20.729.429

a.1) Processos cíveis

Empresa Controladora

i. Reclamação de Correção Monetária relativa ao Empréstimo Compulsório

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Page 372: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A empresa está sujeita a uma série de reivindicações relativas à aplicação da correção monetária, especialmente no que se refere aos

critérios aplicados aos créditos contábeis do Empréstimo Obrigatório sobre o consumo de eletricidade.

Essas ações foram criadas a fim de refutar o sistema de correção monetária determinada pela legislação que rege o Empréstimo

Compulsório, e aplicado pela Empresa.

Créditos do empréstimo compulsório foram integralmente pagos pela Empresa ao longo de conversões de ações com correção

monetária com base na legislação.

A diferença foi apresentada ao Superior Tribunal de Justiça (STJ), que definiu que o caso possui mérito. A questão, no entanto, é

atualmente objeto de recurso para o Supremo Tribunal Federal (STF), que está pendente de julgamento.

Apesar dos recursos, em decorrência da decisão do STJ, foi decidido, nos termos do artigo 543-C do Código de Processo Civil de

1973, as reclamações apresentadas, progrediram pelos tribunais e houve vários julgamentos para o pagamento de diferenças

monetárias de ajuste; apesar deste julgamento, não há acordo entre a Eletrobras e as partes autoras para o cálculo de qualquer valor.

No entanto, no terceiro trimestre de 2015, o STJ emitiu decisões definindo os parâmetros para o método de cálculo das reivindicações

julgadas, aceitando alguns, mas não todos, os argumentos da Eletrobras, resultando em desajustes aos métodos de cálculo adotados

pela Eletrobras e a classificação de risco destas reivindicações.

A Empresa mantém provisão para esses processos de natureza civil no montante de R$ 13.901.602 em 31 de dezembro de 2016

(R$ 9.279.041 em 31 de dezembro de 2015) referente a estes processos.

ii. Amazonas GT e Eletrobras

É importante considerar a existência de processos movidos contra a Amazonas GT, onde a Eletrobras foi incluída como ré, uma vez

que apareceu como fiador e principal devedor do Amazonas em vários contratos de fornecimento de energia elétrica.

Estes processos surgem de pagamentos, multas e taxas cobradas por supostos atrasos e inadimplências da Amazonas GT em

conformidade com as obrigações relativas a esses contratos.

Especificamente, nesses contratos de fornecimento de energia em que a Eletrobras é fiadora, a Empresa provisiona R$ 531.198

(R$ 484.254 em 31 de dezembro de 2015), vinculada a ativos do mesmo valor da Amazonas GT.

iii. Amazonas D e Eletrobras

Um procedimento que contesta qualquer atraso no pagamento por parte da Amazonas D à Produtora Independente de Energia (PIE),

Empresa Energética Manauara S/A, como a Eletrobras foi incluída em um papel passivo, devido a ser obrigada como fiadora e

devedora principal deste contrato para o fornecimento de energia, em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu o montante de

R$ 12.635 (R$ 144.487 em 31 de dezembro de 2015) como provisão para esta questão.

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Page 373: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Consolidado

1) CGTEE

O Banco KFW busca recuperar valores da CGTEE em relação a um empréstimo que a KFW alega que a CGTEE é uma fiadora. A

KFW exige os reembolsos devidos (registrados como multas contratuais), os juros sobre os empréstimos vencidos, os juros de atraso

nos pagamentos atrasados e os pedidos de indenização. A CGTEE não reconhece as garantias e é parte em uma ação judicial que

defende a falsidade das garantias. A CGTEE recebeu o Ofício nº 2677/2013/CGCI-DRCI-SNJ-MJ, 12/4/2013, do Ministério da

Justiça, que encaminha a Carta Rogatória notificando a ação de cobrança da KFW em relação ao Tribunal Regional de Frankfurt, para

a garantia de quatro contratos da Usina Termelétrica de Winimport S/A. Três audiências foram conduzidas na Alemanha. O tribunal

decidiu em maio de 2016 a favor da KFW pelo montante de 69.708 euros. A CTEEP interpôs um recurso em junho de 2016. Os

motivos do recurso foram apresentados em setembro de 2016. O próximo passo será a declaração da KFW sobre o recurso. A

probabilidade de o recurso da KFW não ter êxito é mais provável do que o contrário, e, portanto, uma provisão de R$ 235.668 foi

reconhecida em 31 de dezembro de 2016.

2) Chesf

i. Declaração de Nulidade

A Chesf é autora de ação judicial na qual busca a Anulação parcial da adenda (correção analítica de preços do Fator K) referente ao

contrato de construção da Usina Hidrelétrica de Xingó, firmado com o consórcio formado pela Empresa Brasileira de Projetos e

Obras, CONSTRAN S.A. - Construções e Comércio, e Mendes Junior Engenharia S.A. (réus no presente processo). A Chesf solicita o

retorno do dobro dos valores pagos pelo Fator K, avaliado em aproximadamente R$ 350.000 (valores na época, convertidos em reais).

Os mesmos réus, além de contestarem o fato, apresentaram, em paralelo, um pedido reconvencional solicitando a condenação da

Chesf pelos pagamentos devidos decorrentes da mesma adenda contratual não paga oportunamente pela Empresa (desistência parcial

do Fator K entre julho de 1990 e dezembro 1993, nos termos da Lei nº 8.030/1990, e suspensão total do pagamento do Fator K, de

janeiro de 1994 a janeiro de 1996).

Após um longo procedimento em instâncias ordinárias, incluindo uma disputa em relação ao Poder Judiciário responsável pelo seu

processamento e decisão (a Chesf e o Governo Federal, auxiliando no processo, concordando com a competência do Tribunal

Regional Federal da 5ª Região, à luz da Lei nº 8.197/1991, concordou com a competência do Tribunal Estadual, sendo este

entendimento ratificado pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco/TJPE - o Superior Tribunal de Justiça/STJ, quando solicitado a

comentar o assunto, não ouviu o correspondente recurso especial por razões exclusivamente processuais), a ação judicial da Chesf foi

indeferida e o pedido reconvencional da parte demandada foi mantido, ambas as decisões foram proferidas pelo TJPE.

A Chesf e o Governo Federal, no decorrer do processo - devido a questões incidentais - e especialmente em sua parte em casos

ordinários, apresentou recursos especiais e extraordinários. No processo principal, o Supremo Tribunal Federal/STF não ouviu o

recurso extraordinário, devido à inexistência de questões constitucionais diretas no litígio. O STJ, em agosto de 2010, negou

provimento ao recurso especial da Chesf (RESP. 726.446), permitindo a apresentação pela Empresa de propostas de reconsideração,

iniciada em dezembro de 2012 e concluída em dezembro de 2013. Ambos foram indeferidos e o objetivo dos Pedidos de

Reconsideração também foram negados. Em seguida, as propostas de reconsideração foram apresentadas em recurso especial. Em

fevereiro de 2016, os pedidos de reconsideração da competência do Tribunal Especial do STJ foram rejeitados integralmente pelo Juiz

Relator,

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Page 374: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Ministro Luiz Felipe Solomon. A Chesf interpôs recurso de regulamentação dessa decisão, que foi negado pelo Tribunal Especial e

está pendente de publicação.

Em dezembro, a Chesf entrou com uma Petição de Proteção Provisória Incidental nos registros do RESP nº 1.530.912/PE, que foi

concedida, proporcionando efeito suspensivo para impedir a execução da sentença proferida pelo TJPE até decisão final do recurso

especial.

Ao mesmo tempo, e desde a conclusão dos processos perante as instâncias ordinárias, o réu vem processando nas instâncias ordinárias

do Poder Judiciário do Estado de Pernambuco diversas iniciativas para promover a execução do montante pleiteado em reconvenção.

Consequentemente, em novembro de 1998 foi protocolado um pedido de execução provisória em relação à ordem provisória de

proteção do tribunal, mas esta iniciativa foi suspensa por despacho do STJ.

Subsequentemente, o mesmo réu formulou um processo de liquidação da decisão temporária que lhe era favorável - e não sem que

anteriormente, por sua vez, tivesse sido negado, por falta de jurisdição, o Tribunal Federal, a decisão foi anulada pelo TJPE no pedido

do demandado -, foi indeferido sem mérito devido à decisão da primeira instância que, quando apelada, foi anulada pelo TJPE, que

confirmou, em grande medida, o recurso (AI 205.097-7), em relação à reivindicação do réu, ratificando, com exclusões, o segundo

relatório pericial final para arbitragem dos montantes apresentados de fato em primeira instância. Além disso, no mesmo processo, e

após a revisão subsequente das diversas moções articuladas por todas as partes no processo, o mesmo TJPE aceitou a alegação da

Chesf até o ponto de excluir da antiga ratificação dos valores o cálculo incorreto acumulado de juros contratuais e legais, reduzindo

assim consideravelmente o valor reconhecido a favor dos réus.

Uma vez que o assunto de liquidação foi revisto nas instâncias ordinárias do Poder Judiciário do Estado ou Permambuco, todas as

partes do processo interpuseram recurso para os tribunais superiores - no caso da Chesf, um recurso especial ao STJ (apontando várias

irregularidades processuais e reduções manifestas ainda legalmente necessárias no montante de liquidação inicialmente ratificado pelo

TJPE) e um recurso extraordinário ao STF (apontando questões processuais relativas a garantias constitucionais fundamentais).

Ressalta-se, ainda, neste mesmo fato - o processo de liquidação - que, independentemente dos recursos especiais e extraordinários

anteriormente referenciados pendentes de reapreciação, há adição legal em curso perante o STJ RESP 1.366.295, onde, já logo após a

validade da Lei. nº 9.469/1997, a competência do processo e julgamento dessa ação judicial foi contestada novamente (Chesf e o

Governo Federal, auxiliando-a no processo, concordam com a competência do Tribunal Federal, o réu considera o Poder Judiciário do

Estado de Pernambuco como competente): no presente recurso, houve uma negação da Segunda Câmara do STJ, seguida de pedidos

de reconsideração. Em março de 2016 houve uma revisão dos pedidos referenciados para reconsideração com resultados idênticos, e

esta decisão foi publicada em dezembro de 2016.

Em agosto de 2013, o réu, após a conclusão do processo de liquidação perante as instâncias ordinárias - e sem prejuízo dos recursos

aos citados tribunais superiores -, tomou a iniciativa perante o 12º Tribunal de Circuito de Recife - PE para promover a execução

provisória dos valores, que referenciados em abril/2015, totalizaram R$ 1.035 milhões. Houve uma determinação on-line do anexo

feito, via Bacenjud, com várias iniciativas de incidência sobre os ativos da CHESF. Até 31 de dezembro de 2015, os valores

bloqueados totalizavam R$ 360 milhões. O consórcio peticionou a solicitação de 25% da faturação da Chesf para ser anexado, e o

montante até então bloqueado foi liberado sem a apresentação de garantias adequadas. Este pedido foi indeferido pelo Tribunal e esta

decisão foi posteriormente confirmada pelo TJPE. Em fevereiro de 2016, uma nova decisão da 12ª Vara de Circuito do Distrito de

Recife concedeu o pedido de fiança de títulos públicos mantidos pela Chesf, para complementar, até o montante da condenação, o

montante já bloqueado. Contra essa medida, foi interposto recurso regulatório junto ao TJPE, pendente de decisão. A Secretaria do

Tesouro Nacional informou a impossibilidade de cumprimento desta determinação e, portanto, o Banco do Brasil e a Caixa

Econômica Federal foram oficialmente informados. Em março de 2016, a Caixa Econômica Federal bloqueou o montante de

R$ 125 milhões, aplicável aos recursos dessa instituição.

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Page 375: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A Chesf apresentou uma queixa em maio de 2016, solicitando a suspensão da execução provisória e, como consequência, as medidas

de bloqueio, uma liminar concedida pelo Juiz Substituto Roberto Maia em 6/6/2016 e revogada em junho de 2016, restabelecendo a

situação de bloqueio, sem, na prática, ter produzido os seus efeitos. Um novo pedido de reconsideração/queixa foi apresentado pela

Chesf em 15/6/2016, recebido como uma queixa em junho de 2016 e foi determinado para enviar uma citação para as partes lesadas.

Dada a adição de novos documentos pela Chesf, o juiz relator Eduardo Augusto Paurá Peres ordenou ao Consórcio que respondesse

sobre os novos documentos, para revisar as reclamações, nos termos do art. 437, §1º, do CPC1 (Código de Processo Civil 1).

A Administração da Empresa, com a assistência de seus consultores jurídicos, atualizou a provisão em seu passivo não circulante no

valor aproximado de R$ 1.169.311 e efetuou outras adições de R$ 117.700 em 31 de dezembro de 2016, referente ao valor da

condenação em honorários de partidos derrotados em favor das partes que se opuseram à Chesf (estas foram fixadas em 10% sobre o

valor da condenação principal, mais R$ 100.000,00), tudo o que antecede sendo tomado especialmente em referência, por um lado, a

decisão proferida pelo TJPE na ação de liquidação (proposta pelo Consórcio Xingó - CBPO/CONSTRAN/Mendes Junior), atualmente

em curso perante o STJ sob o nº RESP 1.530.912, distribuído nesse órgão jurisdicional e ainda aguardando processo e julgamento com

sentença de efeito suspensivo no recurso (há, no mesmo processo, também um Recurso Extraordinário encaminhado ao Supremo

Tribunal Federal) e, por outro lado, os valores nos registros contábeis para os quais (inclusive como levantado no Recurso Especial

referenciado acima) há uma condenação de não ação/não aplicação ao caso. Não há previsão para quando o resultado deste processo

será conhecido.

ii. Ação de Indenização

Processo judicial para a indenização de 14.400 hectares de terra da fazenda Aldeia, foi instaurado no distrito de Sento Sé (BA), em

nome do espólio de Anderson Moura de Souza e sua esposa (distribuição e ação na época sob número 0085/1993, atualmente

0000023-22.1993.805.0242). A sentença na primeira instância aceitou o pedido e condenou a CHESF a pagar a soma de

R$ 50.000 como principal, juros e correção monetária. Em 31 de dezembro de 2008, a CHESF entrou com um recurso junto ao

tribunal estadual da Bahia e o processo foi transferido para a Justiça Federal devido à intervenção do Governo Federal, como

assistente (sendo atualizado sob número 0003437-77.2011.4.01.3305). Em junho de 2011, o recurso interposto pela Chesf foi

parcialmente suspenso, perante o Tribunal Regional Federal da Primeira Região, sendo o recurso negado à parte autora. Em setembro

de 2011, a Ação Rescisória (0054126-49.2011.4.01.0000) foi julgada perante o Tribunal Regional Federal da Primeira Região, que

concedeu liminar em 31 de dezembro de 2011, determinando a suspensão da execução do processo principal, que é continua.

A empresa tem uma provisão de R$ 100.000 em seu passivo não circulante para esta questão. Ação Rescisória ainda estava pendente

de decisão.

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Page 376: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

3) Eletronorte

i. Ação de Expropriação - UHE Balbina:

A Empresa instaurou expropriações com a intenção de indenizar os proprietários das áreas afetadas pela formação do reservatória da

Usina Hidrelétrica de Balbina (AM). A maior parte dos processos estão na fase de cumprimento da sentença. Existe uma discussão

referente à legitimidade das escrituras apresentadas pelas partes desapropriadas e, de fato, o Ministério Público Federal instaurou um

processo judicial coletivo contestando essas escrituras, a Empresa aprovisionou R$ 283.428 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 375.449

em 31 de dezembro de 2015).

ii. Ação de Indenização - Sul America Empresa Nacional de Seguros

Isso se refere à restituição de valores para a Sul América Empresa Nacional de Seguros, devido ao pagamento feito a Albrás Alumínio

Brasileiro S.A. para a reivindicação incorrida pela interrupção no fornecimento de energia elétrica. A provisão reconhecida em 31 de

dezembro de 2016 era de R$ 237.299 (R$ 236.731 em 31 de dezembro de 2015).

4) Amazonas D

iii. Atrasos nos Pagamentos para Produtores Independentes de Energia

A Empresa é parte em 14 ações judiciais movidas pelos Produtores Independentes de Energia (PIE), GERA - Geradora de Energia do

Amazonas S/A, Breitener Jaraqui S/A, Empresa Energética Manauara S/A e Rio Amazonas Energia S.A., nas quais o seguinte é

contestado: a) anulação da multa aplicada pela Empresa em razão do atraso da PIE no início de sua fábrica; b) cobrança das diferenças

de faturamento da parte do preço da energia relacionada com o fornecimento de combustível processado na exploração da usina,

trazendo questões relativas à fórmula constante do anexo G; e c) cobrança das diferenças de valores resultantes do vencimento do

imposto CPMF.

Devido a novas alterações processuais, os Diretores reavaliaram a probabilidade do processo judicial em conjunto com consultores

jurídicos e, com base em sua melhor estimativa, em 31 de dezembro de 2016, o valor atualizado provisionado para este assunto é de

R$ 965.517.

b) Contingências possíveis:

31/12/2016 31/12/2015

Trabalhista 3.901.704 1.228.770

Tributário 10.431.673 6.253.906

Civil 43.942.534 23.715.573

58.275.911 31.198.249

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Page 377: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

b.1) Processos cíveis

Empresa Controladora

i. Empréstimo Compulsório

Esses processos cíveis na Controladora têm como objetivo a aplicação de critérios de atualização monetária referentes a créditos

provisionados do Empréstimo Obrigatório constituído a partir de 1978.

Tais reclamações têm como objetivo contestar a retificação sistemática determinada pela legislação que regula o Empréstimo

Obrigatório e aplicada pela Empresa. Os créditos foram integralmente pagos pela empresa através de conversões de ações, com base

na atualização da legislação vigente.

ii. Reclamações de ação - Class Action

Em 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós e

alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de

2015, essas ações judiciais foram consolidadas e o tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a cidade de

Providence. Os requerentes protocolaram um aditivo consolidado à reivindicação em 8 de dezembro de 2015, supostamente em nome

de investidores que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos de 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2010 a 2015,

e protocolaram um segundo aditivo à reivindicação em 26 de fevereiro de 2016.

A segunda reclamação acrescentou que, entre outras coisas, a Eletrobras e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a

alegada fraude cometida contra a empresa por um cartel de contratados, bem como subornos e propinas supostamente solicitados e

recebidos pelos empregados da Eletrobras; e que a Eletrobras e os individuais apresentaram declarações e omissões erradas em relação

à alegada fraude; e o preço das ações da Eletrobras diminuiu quando a alegada fraude foi divulgada.

As partes autoras não especificaram um valor para a compensação que elas buscam, tal valor, quando especificado, pode ser relevante

para a Eletrobras. Em 15 de abril de 2016, a Eletrobras apresentou um Pedido de Dispensa à segunda reivindicação aditada, o qual foi

resumido e então completamente apresentado ao Tribunal em 17 de junho de 2016. A Eletrobras está se defendendo vigorosamente

contra as acusações feitas na ação judicial.

Em 9 de março de 2017, foi realizada audiência sobre o Pedido de Dispensa da Eletrobras no processo de Ação Coletiva, eliminando

impedimentos tanto para a parte autora quanto para a Eletrobras, oferecendo a oportunidade de apresentar argumentos orais perante ao

Tribunal, informando o escritório contratado, Davis Polk & Wardell LLP, que o juiz John G. Koeltl concentrou seus esforços em

questionar as partes sobre a existência de materialidade na infração imputada à materialidade da Empresa e à administração.

Nesse contexto, a defesa oral da Eletrobras argumentou que não havia materialidade sob o ponto de vista quantitativo, já que os

impactos nas demonstrações financeiras da empresa não foram significativos. O escritório de advocacia considerou que apenas um

administrador da holding foi citado nas queixas (que ainda não foram julgadas no Brasil em relação à sua culpabilidade), e que é

insignificante em relação ao tamanho da corporação e o pequeno ajuste causado às suas demonstrações financeiras.

Em 27 de março de 2017, foi emitido o resultado da audiência do Pedido de Dispensa e o Tribunal aceitou parcialmente os

argumentos da Eletrobras e parcialmente os argumentos das partes autoras. O processo passará agora para a fase de certificação e

descoberta de classe, sem criar ainda uma obrigação financeira para a Eletrobras.

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Page 378: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A administração da Eletrobras acredita que esses pedidos de ação coletiva, por si só, não criam uma obrigação presente como

resultado de um evento passado. Além disso, como o litígio ainda está em suas etapas preliminares, e o resultado do litígio está sujeito

a uma incerteza considerável, não é possível, nesta fase, para a Administração da Eletrobras estimar com alguma confiabilidade a

perda potencial ou intervalo de perda, se houver, que pode resultar da resolução final desses processos judiciais. Portanto, nenhuma

provisão foi reconhecida nas demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras. Os resultados finais dessas ações judiciais podem

ter um efeito adverso relevante em relação à posição financeira consolidada da Eletrobras, no resultado das operações e nos fluxos de

caixa futuros.

iii. Ressarcimento pela Eletrobras - RGR

Em relação às ações com avaliação de risco para possíveis contingências, destacamos que o processo administrativo conduzido pela

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio da Portaria nº 63, de 13 de janeiro de 2014, determinou a remuneração da

Eletrobras pela conta da RGR nos valores históricos de R$ 1.924.188 e R$ 113.577, referentes, respectivamente, à amortização do

saldo devedor do financiamento não restituído à RGR e à apropriação dos encargos financeiros do Fundo no período de 1998 a 2011.

O valor atualizado da causa é R$ 2.460.930. Devido à Portaria da ANEEL nº 2.585/16 de 27/09/2016, a decisão foi reformada

definindo que os valores devidos ao Fundo RGR devem ser atualizados pelo juros de 5%, conforme previsto na legislação que rege o

Fundo Setorial.

A referida Portaria determina, ainda, que os valores serão corrigidos com a taxa de referência do Fundo Extra Market do Banco do

Brasil da data em que deveria ter sido devolvido à RGR até a efetiva devolução ao referido fundo setorial. A Eletrobras, em desacordo

em relação à posição contraditória da ANEEL, interpôs recurso administrativo em 24 de janeiro de 2014, alegando que a compensação

se enquadra na prescrição, na inexistência de qualquer ato ilegal praticado por ela e na boa-fé objetiva da gestão dos fundos.

Em 10 de maio de 2016, a ANEEL determinou que os recursos deveriam ser devolvidos pela Eletrobras à RGR, em relação aos fundos

supostamente não transferidos, no âmbito da administração do fundo, conforme a Portaria da ANEEL nº 63/2014. A Eletrobras, em

parecer a respeito da conclusão da Diretoria Executiva da ANEEL sobre o assunto, interpôs recurso para o Poder Judiciário visando a

anulação da conclusão da ANEEL a respeito deste despacho.

Em 9 de agosto de 2016, a Diretoria Executiva da ANEEL aprovou a suspensão até 30 de setembro de 2016 de sua decisão proferida

em 10 de maio de 2016.

Em 27 de setembro de 2016, a Diretoria Executiva da ANEEL determinou que a Eletrobras devesse devolver esses recursos à RGR a

partir de janeiro de 2017, em parcelas mensais.

iv. A taxa de transferência de energia de Itaipu

Em 19 de dezembro de 2013, a ANEEL publicou a Resolução nº 1.674, estabelecendo a taxa de transferência de energia de Itaipu para

2014 no valor equivalente a US$ 26,05 por mês, sem considerar o componente referente ao saldo negativo da conta de negociação de

energia de Itaipu, no valor de R$ 881.785, conforme informado pela Eletrobras.

A Eletrobras, entendendo que a decisão da Agência estava errada, apresentou um pedido de reconsideração em 2 de janeiro de 2014,

alegando que a resolução viola as disposições do Decreto nº 4.550/2002 em diversas disposições e, portanto, é ilegal e contrária aos

princípios da hierarquia das leis e da proibição do enriquecimento ilícito.

F-161

Page 379: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A petição da Eletrobras foi outorgada para reconhecer que os valores correspondentes aos inadimplementos de pagamentos de

distribuidores à Eletrobras devem ser considerados no saldo da conta de energia elétrica de Itaipu, determinando que as despesas

incorridas com dívidas incobráveis e outras dívidas de acionistas poderiam ser compensadas, de forma atualizada, ao definir a taxa de

transferência de energia para o ano de 2015. Em 31 de dezembro de 2016, o valor da causa é de R$ 1.109.973,00.

v. Aquisição de energia da Belo Monte destinada ao ACL

A Eletrobras e suas controladas, CHESF e Eletronorte, detêm 49,98% do capital social da SPE Norte Energia S.A. (NESA), que é

responsável pela construção da usina hidrelétrica de Belo Monte.

Houve desacordo entre os sócios quanto à aplicação da cláusula 6.7 do Acordo de Acionistas, que trata do exercício dos direitos de

preferência para celebrar o contrato de compra pelo preço de R$ 130,00/MWh (em abril de 2010) pela aquisição de 20% da energia

média assegurada pela Eletrobras a partir da energia da Belo Monte destinada ao Ambiente de Contratação Livre - ACL.

Alguns membros da NESA afirmam que a Eletrobras tem a obrigação de comprar essa energia. A Eletrobras entende que não existe tal

obrigação, mas sim um direito de preferência. O Acordo de Acionistas prevê que os conflitos sejam resolvidos por meio de

arbitragem. Desta forma, a Assembleia Geral de Acionistas da Norte Energia S.A. (NESA) deliberou em abril de 2016 devido ao

início deste processo legal.

Neste procedimento de arbitragem, a Eletrobras, em consulta com seus advogados externos, avaliou que é mais provável que ela não

prevaleça no processo de arbitragem e, portanto, não tem uma obrigação legal ou construtiva de um evento passado.

Além disso, caso a Eletrobras não tenha sucesso no processo de arbitragem em andamento, a Empresa estima o potencial de perdas de

até R$ 2,212 bilhões na operação de compra e venda dessa energia, considerando os valores em 31 de dezembro de 2016. Para essa

estimativa, as premissas de preços internamente estabelecidas e o percentual de participação no investimento corporativo da Eletrobras

e suas controladas em Belo Monte foram utilizadas como base do custo de capital da Eletrobras.

Consolidado

1) Distribuidores

Ação movida pela Associação Nacional de Consumidores (ANDECO)

Trata-se de Ação Civil, em andamento na 18ª Vara Cível do Brasil, movida pela ANDECO contra a Eletrobras, a Eletrobras

Amazonas, a Eletrobras Acre, a Eletrobras Alagoas, a CELG, a Eletrobras Piauí, a Eletrobras Rondônia e a Eletrobras Roraima, tendo

atribuído à questão o montante de R$ 27.196.824, resultante da dupla soma de indenização dos supostos valores devidos pelos réus,

conforme quadro abaixo:

F-162

Page 380: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Empresa Perdas Dobra Legal

CELG Distribuição S.A. 3.373.930 6.747.860

Eletrobras Distribuição Acre S.A. 250.570 501.140

Eletrobras Amazonas Distribuição de Energia S.A. 4.813.561 9.627.122

Eletrobras Distribuição Alagoas S.A. 1.948.106 3.896.212

Eletrobras Distribuição Piaui S.A. 1.833.144 3.666.288

Eletrobras Distribuição Rondônia S.A. 1.261.910 2.523.820

Eletrobras Distribuição Roraima S.A. 117.191 234.382

Total 13.598.412 27.196.824

A parte autora alega que, na ausência de reclamação da ANEEL, a cobrança rateada de perdas não técnicas (fraude, roubo, erros de

medição, faturamento e entrega sem mensuração) é imprópria e que, portanto, os distribuidores devem ser condenados a reembolsar

(Indenização Dupla), os valores cobrados no período de 2010 a 2014, de acordo com os respectivos balanços patrimoniais. Ela

também pede a anulação de todas as Resoluções da ANEEL que permitam a coleta e inclusão nas faturas de valores cobrados por

perdas não técnicas.

A parte autora solicitou liminar para suspender a cobrança, bem como suspender as deliberações da ANEEL, permitindo que a petição

fosse negada. O Magistrado determinou a intimação da ANEEL em relação ao seu interesse em fazer parte do processo, a qual

respondeu positivamente, resultando, consequentemente, na negação de competência e na reatribuição do caso ao Tribunal Federal.

Em agosto de 2016, houve uma redistribuição dos autos da 21ª Vara Federal de Brasília com uma ordem inicial mantendo os atos até

então praticados na esfera civil e determinando a intimação da ANEEL e do Governo Federal para apresentar a defesa, com uma

resposta posterior da parte autora.

2) Amazonas D

i. Contrato de Fornecimento de Gás - CIGÁS - Limitação do Volume de Gás

Com relação ao valor da Conta de Consumo de Combustível (CCC) referente aos custos de geração da subsidiária Amazonas

Distribuidora de Energia, existe a possibilidade de não neutralidade no contrato de gás, em decorrência da Portaria Aneel nº 314, de 02

de fevereiro de 2016, que estabeleceu a quantidade de gás natural a ser reembolsada pela CCC em 2016 a um nível inferior à

quantidade diária contratada (“QDC”) de 5.420.000 m3/dia, conforme estabelecido no Contrato de Compra e Venda de Gás Natural

entre a Amazonas Distribuidora e a CIGAS/Petrobras.

Em março de 2017, a ANEEL, através da Resolução Ratificadora nº 2.202/2017, que aprovou o orçamento anual da Conta de

Desenvolvimento Energético - CDE para o ano de 2017, manteve a mesma limitação de reembolso referente ao volume de gás ao

nível de 2016. A Empresa apresentou Pedidos de Reconsideração perante a ANEEL, dadas as limitações orçamentárias impostas por

eles, os quais estão pendentes de análise.

No entanto, no que se refere à limitação do reembolso do volume, a empresa avalia como baixo o risco de materialização do

desembolso financeiro, por entender que a ANEEL não pode criar uma provisão que limite a cobertura do reembolso dos custos de

geração definidos pela Lei nº 12.119/2009 e reforçada pela Lei nº 13.299/2016.

Além disso, esta decisão favorável emitida em segunda instância em um caso semelhante garante à Empresa o reembolso integral dos

custos de geração, eliminando os efeitos das limitações impostas. Em último caso, a Empresa acredita que, no improvável caso de uma

limitação imposta pela ANEEL em relação ao reembolso do Volume de Gás, haveria uma revisão econômico-financeira sujeita à

revisão do contrato de gás relevante ou uma revisão do preço do gás pela ANP para compensar essa disparidade.

F-163

Page 381: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Os valores envolvidos na limitação do reembolso do volume de gás nos exercícios fiscais de 2015 e 2016 são de 340 milhões e

378 milhões, respectivamente.

ii. Reembolso de Petróleo - Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011

Com o advento da Medida Provisória nº 466/2009, posteriormente convertida na Lei nº 12.111/2009, a legislação setorial previa que a

CCC reembolsaria não só o custo total do combustível, mas também o custo total da geração de energia dos sistemas isolados,

deduzindo do custo médio da energia determinada para o ambiente regulado. A Lei Regulamentar nº 12.111/2009 e o Decreto nº

7.246/2010 não impôs nem estabelecem qualquer limitação ao reembolso integral.

No entanto, em conjunto com a Lei Regulamentar nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010, a Resolução Normativa nº 427 da

ANEEL estabeleceu limitações ao reembolso dos custos de aquisição de combustíveis que estabelecem um preço de referência.

A Empresa entende que o reembolso da Conta CCC é um direito líquido e certo, sem qualquer limitação, consequentemente, foi

necessário fazer uma injunção para garantir o ressarcimento previsto na Lei nº 12.111/2009, sem qualquer limitação.

Através deste processo, foi proferida a Decisão de Segunda Instância, que garante à Empresa o reembolso integral dos custos de

geração, rejeitando os efeitos da Resolução Ratificadora da Aneel nº 427/2011. Consequentemente, é atualmente executada pela

decisão que concedeu a injunção solicitada a fim de assegurar o reembolso integral dos custos de consumo de combustível, sem

qualquer limitação. Desta forma, a Empresa permanece totalmente reembolsada por seus custos de geração.

A Empresa entende que o risco de perda do processo é baixo por causa da Decisão já proferida, reforçada pela Lei nº 13.299/2016, que

tem o benefício de fornecer recursos para o pagamento de reembolsos de despesas de aquisição de combustível incorridas até 30 de

abril de 2016 por concessionárias detentoras das concessões previstas na Lei nº 12.111/2009, porém não reembolsadas em razão dos

requisitos econômicos e de eficiência energética a que se refere o § 12º do artigo 3º desta lei.

Desta forma, a Nota Técnica ANEEL nº 331/2016, de 12 de setembro de 2016, também incluiu em seu item ii. 1 - “Alterações da

CCC”, prevê a necessidade de ajustes à Resolução Normativa nº 427/2011, nos termos da Lei nº 13.299/2016, como vemos:

ii.1 Alterações da CCC

a. Como resultado da publicação da Lei nº 13.299, de 21/06/2016, que alterou, dentre outras, as

disposições da Lei nº 12.111, de 9/12/2009, é necessário adequar o ato normativo da ANEEL que

regula a gestão e processamento da CCC.

b. Portanto, tendo em vista a Resolução Normativa nº 427/2011, os pontos a serem revisados são

identificados a seguir. Em primeiro lugar, e sendo apresentado como um item de grande impacto

econômico e financeiro, os distribuidores beneficiados, art. 3 da Lei nº 13.299/2016, que prevê o

reembolso de custos, comprovados, mas não devolvidos de acordo com os requisitos econômicos e de

eficiência energética do § 12 do art. 3 da Lei nº 12.111/2010, incluindo atualizações monetárias, até

30/04/2016.

F-164

Page 382: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Consequentemente, e considerando que a Lei nº 13.299/2016 garante o reembolso integral do custo do combustível até 30 de abril de

2016, o valor estimado em litígio após abril de 2016 é de aproximadamente R$ 96.694.

3) CEAL

Trata-se de um Processo de Ação Coletiva de Consumidores em andamento no 3º Circuito Civil do Distrito de Maceió/AL, proposto

pelo Instituto Sal da Terra, com o objetivo de condenar a CEAL à indenização moral individual no valor equivalente a R$ 10 (dez mil

reais) para cada um dos 30.000 (trinta mil) consumidores afetados pelo envio de uma carta da SERASA informando que seus nomes

seriam listados como inadimplentes.

O fato originador da referida ação decorreu da ação da SERAS, que gerou, sem a autorização ou solicitação da CEAL, as cartas

referenciadas aos consumidores, que, em sua maioria, já haviam pago suas contas de energia elétrica.

A classificação foi feita de forma bastante conservadora, uma vez que várias linhas de defesa surgiram na resposta da CEAL, o que

implicou a dispensa futura do processo, sendo um deles a ilegitimidade passiva da CEAL devido ao fato de que a iniciativa ou

autorização em relação ao envio das cartas informou os consumidores da possibilidade de seus nomes serem listados como

inadimplentes.

Em 10 de fevereiro de 2015, foi realizada uma audiência de reconciliação judicial entre o Instituto Sal da Terra e a CEAL, porém,

nesta audiência, as partes não chegaram a acordo. Nesta mesma audiência, as partes solicitaram ao Magistrado a revisão da petição de

denúncia, bem como a revisão da preliminar, bem como uma apreciação das preliminares levantada na resposta da CEAL, na qual o

Magistrado determinou uma vinda dos autos à conclusão para deliberar sobre o que foi pedido pelas partes na audiência.

O processo foi concluído pelo Magistrado, e desde 10 de fevereiro de 2015 aguarda a decisão judicial, uma vez que a ação já havia

sido respondida pela CEAL, além de que o Instituto Sal da Terra já apresentou sua resposta em relação à resposta da CEAL. O

montante das indenizações individuais solicitadas é de R$ 300.000.

4) Chesf

i. Contabilização e pagamento pela Aneel das operações de mercado.

Um processo judicial instaurado pela AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia (processo nº 2002.34.00.026509-0 - 15º Vara Federal

- DF) busca a contabilização e pagamento pela ANEEL de operações de mercado relacionadas à exposição positiva (lucro) obtida por

não optar pelo benefício (seguro) em dezembro de 2000. A decisão interlocutória proferida no recurso interlocutório interposto sob

Agravo de Instrumento pela AES Sul (Processo nº 2002.01.00.040870-5) protocolado contra a ANEEL resultou em um pagamento de

aproximadamente R$ 110.000 com pagamento estipulado para novembro de 2008.

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Page 383: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Para suspender a execução da dívida, foram adotadas as seguintes medidas legais naquela ocasião: 1) protocolamento da Petição de

Suspensão da Ordem Preliminar no STJ; 2) protocolamento do Mandado de Segurança no Tribunal de Justiça do Distrito Federal -

TJDF e 3) protocolamento de petição postulando a entrada da Chesf no processo, como coautora passiva, conforme necessário. Os

procedimentos 2 e 3 foram aceitos, com a consequente reforma da ordem preliminar e suspensão da dívida em questão. A Chesf se

juntou ao processo como coautora passiva, conforme necessário, e contestou a ação. Em 31 de dezembro de 2011, o Tribunal Regional

Federal da 1ª Região determinou que o mandado de segurança (medida 2), interposto pela Chesf, como admissível e que a AES

protocolasse um Recurso Especial, tendo interposto recurso depois de negado. A ação foi julgada inadmissível e os pedidos de

esclarecimento foram indeferidos, resultando, portanto, na interposição do recurso pela autora. Em 31 de dezembro de 2012, foram

oferecidos contra-argumentos pela Chesf, pendentes dos documentos da TRF - 1ª Região. Em 31 de dezembro de 2013, a TRF - 1ª

Região determinou que o MS protocolado pela Chesf (medida 2) é admissível. Resp da AES, julgado. Mandado de Segurança julgado

procedente. Ação julgada inadmissível, Pedidos de Esclarecimento negados. Em março de 2014, o Recurso interposto pela AES Sul

Distribuidora Gaúcha de Energia foi julgado e concedido pelo TRF da 1ª Região. A Chesf apresentou pedidos de esclarecimento

contra a sentença que concedeu o recurso, o que foi negado. Em 31 de dezembro de 2015, a sentença que negou os pedidos de

reconsideração estava pendente de publicação. A sentença foi publicada em janeiro de 2016. A Chesf e os outros réus interpuseram

recurso com o objetivo de prevalecer sobre o voto dissidente.

Com base na avaliação de seus assessores jurídicos, a administração classificou o risco de perda desta ação judicial como “possível”,

com um valor estimado de R$ 110.000.

ii. Ação civil pública- Polo Sindical dos Trabalhadores Rurais do Submédio São Francisco

Processo judicial trabalhista instaurado pelo Ministério Público Federal na subseção do Judiciário de Paulo Afonso - BA (processo n º

2490-83.2012.4.01.3306), que visa obter uma decisão judicial declarando a inexistência do Aditamento ao Contrato de 1986, assinado

em 1991, entre a Chesf e representantes do Polo da União de Trabalhadores Rurais do São Francisco. O valor atribuído à causa era de

R$ 1.000.000. Foi emitida uma decisão que declarou a nulidade do acordo de 1991 entre a CHESF e o Polo da União, que alterou a

forma de cálculo da VMT para o equivalente a 2,5 salários mínimos, bem como a determinação do pagamento das diferenças

determinadas a partir de 1991, entre o valor efetivamente pago e o valor de 2,5 salários mínimos, corrigidos monetariamente e

acrescidos de juros vencidos para cada família que recebeu ou ainda recebe VMT, pelo período respectivo que o recebeu e que está

sob a jurisdição territorial desta Subseção Judicial, exceto os casos de pessoas reinstaladas que assinaram os termos de um acordo

extrajudicial e o documento público de doação com o pedido, renunciando aos benefícios da VMT, bem como ao direito das partes

interessadas ao recebimento de parcelas afetadas pelo período de cinco anos, a partir do protocolamento do processo. A Chesf e a

MPF apresentaram recursos de apelação, que estão pendentes de julgamento e distribuídos para o juiz do Tribunal Federal de

Recursos, Neviton Guedes - Quinta Câmara, em novembro de 2016. No entanto, em 31 de dezembro de 2016, o relatório e o voto não

foram emitidos.

iii. Instalações Compartilhadas de Geração - ICGs

Processo nº 33328-13.2015.4.01.3400 - 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal. Esta é uma ação civil pública movida

pela ANEEL com o objetivo da Chesf supostos prejuízos que terminaram com usuários finais de eletricidade incorrendo com atrasos

em trabalhos relacionados às chamadas Instalações Compartilhadas de Geração - ICGs. Esta perda soma o montante de R$ 1.470.885.

A Chesf recebeu uma intimação, e apresentou sua resposta em dezembro de 2015, ANEEL apresentou uma resposta. O juiz negou o

pedido da Chesf para a produção de evidências. Em outubro de 2016, o processo referenciado foi concluído para sentença.

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Page 384: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

5) Eletronorte

Cobrança pelo CNEC de correção monetária e juros de mora: ação judicial do processo de cobrança pelo CNEC - Consórcio Nacional

de Engenheiros Consultores S.A., com a objeção de receber correção monetária e juros de mora de faturas, devido à correção

monetária desproporcional em relação ao valor real da moeda, por supressão e utilização de índices divorciados da realidade

contratual. A Empresa sustenta que as partes concluíram todos os itens pendentes, mediante a assinatura do “Contrato de

Reconhecimento, Consolidação e Pagamento de Dívidas e outros Contratos” e, que, o direito reivindicado é especificado e removido.

Em 31 de dezembro de 2016, o valor do processo era de R$ 1.093.210 (2015 - R$ 1.090.591).

6) Eletrosul

A Eletrosul detém participação de 49% do valor das ações com possível perda do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul - CECS, no

montante de R$ 450.469, cuja discussão principal sobre o possível risco com relação à ação de indenização da autora Mineradora

Tibagiana Ltda. A Mineradora alega que detém uma autorização de trabalho de mineração emitida pelo Departamento Nacional de

Produção Mineral - DNPM e afirma que a autorização de trabalho de mineração obtida prevê legítima posse e domínio na área na

região ao redor do Rio Tibagi. A indenização reivindicada refere-se às perdas alegadas nas atividades de mineração em relação ao

trabalho de construção da Usina. Em 31 de dezembro de 2016, o valor atribuído a esta causa era de R$ 220.730.

b.2) Tributária

Empresa Controladora

Trata-se de um Recurso Especial de Desacordo, interposto pelo Advogado Nacional de Finanças, baseado no Artigo 7, II, dos

Regulamentos Internos da Câmara Superior de Recursos Fiscais, contra a legítima Decisão nº 202-19.201, unânime, da Segunda

Câmara do Primeiro Conselho de Contribuintes.

No caso, uma Notificação de Infração foi entregue à Eletrobras, exigindo o pagamento da COFINS para eventos tributáveis

ocorridos no período de fevereiro de 1999 a novembro de 2002, especificamente com relação a receita financeira auferida de

contratos de financiamento, empréstimo cessão financeira, e flutuações de câmbio, decorrentes de contratos entre a Eletrobras e a

Itaipu Binacional.

A Eletrobras defendeu-se da contestação, alegando que excluiu a receita em questão da COFINS tributável baseada e respaldada

pela Cláusula XII, subseção “b” do tratado Brasil-Paraguai, o qual era objeto do Decreto Legislativo nº 23, de 30/05/73.

Apesar da contestação submetida, a exigência fiscal feita pela Secretaria da Receita Federal do brasil em Brasília foi mantida,

quando a Eletrobras interpôs um recurso voluntário, o qual foi concedido pela 2a Câmara do Conselho de Contribuintes.

O Governo Federal (Finanças Nacional), interpuseram um recurso especial de desacordo, solicitando a anulação da decisão, sendo

que esse recurso aguarda julgamento.

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Page 385: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Desta maneira, a última decisão do Conselho de Contribuintes foi favorável à Eletrobras, e a Empresa considera a decisão

plenamente consistente com a jurisprudência do Supremo Tribunal Federal. O valor do caso em 31 de dezembro de 2016 era de

R$ 475.085 (31 de dezembro de 2015 - R$ 448.841).

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Page 386: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Consolidado

1) Eletronuclear

A ação de fiscalização movida pelo Estado do Rio de Janeiro em 2009, cujo objetivo é o crédito do ICMS - Imposto sobre Circulação

de Mercadorias e Serviços, supostamente incidente na importação de bens cujo processo e número de garantia é 0003767-

29.2009.8.19.0001, totalizou R$ 86.396, atualizada para R$ 100.573.

2) CEAL

Em 19 de abril de 2005, a Secretaria Estadual de Finanças de Alagoas (SEFAZ/AL) interpôs contra a CEAL o Aviso de Infração

nº 99.33828-001.

O aviso de infração impõe à CEAL a cobrança de ICMS incidente sobre prejuízos comerciais decorrentes da operação de atividades

econômicas de distribuição de energia elétrica. De acordo com a Administração Tributária Estadual, o processo decorre do fato de a

CEAL ter fornecido energia elétrica sem a emissão da respectiva documentação fiscal no período de janeiro de 2000 a janeiro de 2005.

A medida cautelar que suspende a exequibilidade do crédito tributário está atualmente em vigor. O processo perante o Magistrado foi

encerrado em 19 de maio de 2014, pendente de decisão judicial, uma vez que a ação foi contestada pelo Estado de Alagoas e pela

CEAL, já tendo sido interposta sua reclamação. O processo foi encerrado pelo Magistrado em 19 de maio de 2014 e está pendente de

decisão judicial, dado que a ação já foi contestada pelo Estado de Alagoas, bem como pela CEAL, que já apresentou sua resposta ao

pleito de contestação. O saldo corrigido em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 352.500.

b.2) Trabalhista

i. Ações trabalhistas - Responsabilidade da subsidiária

Estão sendo processadas diversas ações trabalhistas nas quais a Eletrobras é chamada ao processo na qualidade de responsável por sua

subsidiária, decorrente do entendimento em Direito do Trabalho de que a Eletrobras faz parte de um grupo econômico. Neste

processo, a Eletrobras somente será responsável pelo pagamento, no caso do reconhecimento judicial da existência de um grupo

econômico e se o empregador original não efetuar o pagamento, razão pela qual o valor de R$ 2.066.335 é classificado como um

possível risco. Em relação à parte do valor a ser pago, desse valor, haverá ainda a possibilidade de a Eletrobras ser reembolsada pelo

empregador.

Para todas as matérias descritas no item b acima, nenhuma provisão foi reconhecida por ser provável (mais provável que não) de que a

Empresa venha a ser bem-sucedida em sua defesa dessas reclamações e, portanto, não tem uma obrigação legal ou construtiva

resultante de um evento passado.

c) Processos nos quais a probabilidade de uma saída de recursos incorporando benefícios econômicos é considerada remota e também

não resulta no reconhecimento de provisões.

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Page 387: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Chesf

Ação de cobrança em andamento pela Construtora Mendes Júnior S.A., contratada para construir a usina hidrelétrica de Itaparica,

devido a alegados prejuízos financeiros resultantes de um atraso no pagamento de faturas por parte da Empresa. A ação judicial é

considerada por seus administradores e apoiada pelos assessores jurídicos da Empresa como um risco remoto de perda.

Neste processo de cobrança, a empreiteira Construtora Mendes Júnior S.A. obteve uma sentença do 4o Tribunal Civil, que foi

posteriormente anulada, que condenava a CHESF a pagar uma soma que, incluindo honorários advocatícios e correção monetária até

agosto de 1996, calculada pelos critérios determinados pelo tribunal, seria de aproximadamente R$ 7.000.000, soma que não foi

atualizada desde então. O Ministério Público Federal submeteu uma declaração solicitando que todo o processo seja indeferido, e

sobre os méritos, solicitou que seja inadmissível. A empreiteira Construtora Mendes Júnior S.A. interpôs recurso para o Supremo

Tribunal (ARESP) e, em 31 de dezembro de 2012, o Ministério Público Federal emitiu parecer determinando que os recursos fossem

rejeitados e em 31 de dezembro de 2012, nessa instância, o Ministério Público Federal emitiu um parecer opinando sobre a negação do

recurso, julgado inadmissível em setembro de 2014.

Mendes Júnior entrou com um Agravo Regimental, convertido em REsp e apresentado para ser julgado no dia 4 de Dezembro de

2014, com sustentações orais apresentadas por todas partes envolvidas. Mendes Júnior entrou com um Agravo Regimental, convertido

em REsp e apresentado para ser julgado no dia 4 de Dezembro de 2014, com sustentações orais apresentadas pelas partes. Em razão de

o juiz Benedito Gonçalves ter pedido para ver os autos, a sessão foi suspensa e retomada em 18 de Dezembro de 2014, quando a

Primeira Turma, por unanimidade, decidiu rejeitar o Recurso Especial interposto pela Mendes Júnior. A decisão foi publicada em

19 de Março de 2015. Mendes Júnior apresentou pedidos de esclarecimento, que foram negados pelo STJ.

Após a negação dos pedidos, Mendes Júnior interpôs recurso extraordinário, que foi negado, e que foi objeto de um recurso

(ARE 971.889) pendente de julgamento após a distribuição, em que a continuação do recurso foi negada.

Um recurso regulatório foi interposto pela Mendes Júnior, pendente de julgamento. Em 31 dezembro, o processo foi concluído para

sentença.

NOTA 31 - OBRIGAÇÃO DESMOBILIZAÇÃO DE ATIVOS

A Empresa reconhece as obrigações de desativar usinas termonucleares, que consiste em um programa de atividades exigidas pela

Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), que permite desmantelar estas usinas nucleares com segurança e com um impacto

mínimo sobre o meio ambiente, no final do seu ciclo operacional.

Dadas as características específicas de operação e manutenção de usinas termonucleares, sempre que houver alterações no custo

estimado de desmobilização, devido a novos estudos e novos avanços tecnológicos, os encargos de desmantelamento devem ser

alterados de modo a ajustar o saldo da obrigação à nova realidade.

No cálculo do ajuste ao valor presente da obrigatoriedade de desmobilização, considera-se o custo estimado total para o

desmantelamento, descontado a uma taxa de 6,02% ao ano, o que representa o custo do capital da empresa, desde o final da vida útil

econômica de cada usina até a data do balanço.

F-170

Page 388: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2013 1.136.342

Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período 178.138

Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2014 1.314.480

Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período (113.294 )

Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2015 1.201.186

Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período 201.284

Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2016 1.402.470

NOTA 32 - ADIANTAMENTO PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL

Os recursos vêm do Tesouro Nacional, e são destinados para os projetos abaixo:

31/12/2016 31/12/2015

Contribuição do Governo Federal para o Futuro Aumento de Capital 3.060.373 - Aquisição da Participação Equivalente CEEE/CGTEE 224.097 196.544

Banabuí - Linha de Transmissão de Fortaleza 3.783 3.318

UHE de Xingó 10.629 9.322

Linha de transmissão no Estado da Bahia 1.664 1.459

Fundo Federal de Acesso à Energia Elétrica - Lei 5.073/66 9.863 8.650

3.310.409 219.294

A entrada dos fundos na Empresa nos montantes de R$ 1.000.000 e R$ 970.000 foi aprovada, respectivamente, em 6 de abril e 9 de

setembro de 2016, através de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital (“AFAC”), feitos pela controladora do Governo

Federal. Os recursos referenciados serão destinados à cobertura de despesas de capital para o ano de 2016, previstas no orçamento da

Eletrobras Holding, sendo vedada a utilização desses fundos para transferência, sob qualquer título, para distribuidores subsidiários da

Eletrobras. Em 22 de novembro de 2016, ocorreu uma nova inflixação de recursos na Empresa no valor de R$ 936.180 a título de

AFAC realizada pela União, destinada a viabilizar a execução do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021

(“PNDG 2017-2021”).

Os AFACs realizados em 6 de abril e 9 de setembro de 2016 foram necessários para reforçar as fontes de recursos necessários para o

cumprimento do Programa de Despesas Global (PDG) de 2016, aprovado pelo Decreto nº 8.632, de 30 de setembro de 2015, em

função da frustração de entrada de alguns recursos provisionados originalmente em seu orçamento de capital, tais como: (i) não

recebimento dos dividendos esperados de alguns investimentos por perdas ocorridas no exercício fiscal de 2015; (ii) não recebimento,

até a presente data, dos valores relativos a indenizações adicionais das concessões de geração e transmissão renovadas nos termos da

Lei nº 12.783/2013, em virtude da necessidade de aguardar a aprovação da legislação reguladora pelo Poder Concedente em relação às

condições para o pagamento referenciado; e, (iii) a dificuldade de acesso, neste momento, ao mercado de dívida devido às atuais

condições macroeconômicas e setoriais.

F-171

Page 389: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 33 - CONTRATOS ONEROSOS

SALDO EM 31/12/2015

CONSTITUIÇÕE

S REVERSÕES

SALDO EM 31/12/2016

Transmissão

Contrato 062/2001 729.478 - (729.478 ) - LT Recife II - Suape II 51.024 - (9.561 ) 41.463

LT Camaçari IV - Sapeaçu 99.080 15.421 - 114.501

Outro 16.467 - (5.946 ) 10.521

896.049 15.421 (744.985 ) 166.485

Geração

Camaçari 80.441 - (80.441 ) - Funil 83.788 - (20.364 ) 63.424

Coaracy Nunes 228.091 142.490 - 370.581

Marimbondo 79.924 155.882 - 235.806

Angra 3 - 1.677.269 (327.028 ) 1.350.241

Outro 130.072 414.241 (57.300 ) 487.013

602.316 2.389.882 (485.133 ) 2.507.065

Distribuição

Ceal - 7.809 - 7.809

Cepisa - 65.382 - 65.382

Ceron - 191.325 - 191.325

Boa Vista 60.120 - (57.897 ) 2.223

Amazonas D - 812.694 - 812.694

60.120 1.077.210 (57.897 ) 1.079.433

1.558.485 3.482.513 (1.288.015 ) 3.752.983

Total do Passivo Circulante 9.073 1.142.502 (57.897 ) 1.093.678

Total do Passivo Não Circulante 1.549.412 2.340.011 (1.230.118 ) 2.659.305

TOTAL 1.558.485 3.482.513 (1.288.015 ) 3.752.983

Page 390: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Saldo em 31/12/2014 PROVISÕES REVERSÕES

Saldo em 31/12/2015

Transmissão

Contrato 062/2001 608.488 120.990 - 729.478

LT Recife II - Suape II 7.657 43.367 - 51.024

LT Camaçari IV - Sapeaçu 2.917 96.163 - 99.080

Outros 13.028 6.108 (2.669 ) 16.467

632.090 266.628 (2.669 ) 896.049

Geração

Camaçari 91.122 - (10.681 ) 80.441

Funil 132.219 - (48.431 ) 83.788

Coaracy Nunes 30.361 197.730 - 228.091

Furnas 168.701 - (168.701 ) - Marimbondo 25.989 53.935 - 79.924

Outros 51.406 78.666 - 130.072

499.798 330.331 (227.813 ) 602.316

Distribuição

Ceal - 60.120 - 60.120

- 60.120 - 60.120

1.131.888 657.079 (230.482 ) 1.558.485

Total do Passivo Circulante (*) 1.687 7.386 - 9.073

Total do Passivo Não-Circulante 1.130.201 649.693 (230.482 ) 1.549.412

TOTAL 1.131.888 657.079 (230.482 ) 1.558.485

F-172

Page 391: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Saldo em 31/12/2013 PROVISÕES REVERSÕES

Saldo em 31/12/2014

Transmissão

Contrato 062/2001 875.272 647.484 (914.268 ) 608.488

Outros - 23.602 - 23.602

875.272 671.086 (914.268 ) 632.090

Geração

Itaparica 863.146 - (863.146 ) - Jirau 711.881 - (711.881 ) - Camaçari 267.117 - (175.995 ) 91.122

Funil 95.903 131.385 (95.068 ) 132.220

Mauá-Klabin 19.853 - (19.853 ) - Coaracy Nunes 88.545 - (58.184 ) 30.361

Outros 30.425 260.138 (44.468 ) 246.095

2.076.870 391.523 (1.968.595 ) 499.798

Distribuição

Intangíveis 295.259 - (295.259 ) - 295.259 - (295.259 ) - 3.247.401 1.062.609 (3.178.122 ) 1.131.888

Total do Passivo Circulante (*) 3.066 221 (1.600 ) 1.687

Total do Passivo Não-Circulante 3.244.335 1.062.388 (3.176.522 ) 1.130.201

TOTAL 3.247.401 1.062.609 (3.178.122 ) 1.131.888

O valor da provisão para contratos onerosos mantidos em 31 de dezembro de 2016, era de R$ 952.728 (R$ 1.270.274 em 31 de

dezembro de 2015) decorrente de contratos de concessão prorrogados pela Lei nº 12.783/13, devido à tarifa determinada apresentando

um desequilíbrio no que diz respeito aos custos operacionais e de manutenção atuais. Diante disso, a presente obrigação de acordo

com cada contrato foi reconhecida e mensurada como uma provisão, e pode ser revertida devido a ajustes na redução de custos e/ou

programa de revisão tarifária.

Angra 3

A Empresa revisou o orçamento total do projeto Angra III e a data prevista para a operação da Usina Nuclear de Angra III foi mudada

para dezembro de 2022. Assim, no exercício de 2016, a Empresa reconheceu uma perda de valor no montante de R$ 2.885.939

(ver Nota 19) do ativo em relação a este projeto e um valor excedente em relação a esse ativo de R$ 1.677.269, reconhecida como um

contrato oneroso.

F-173

Page 392: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 34 - COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO

Os compromissos operacionais de longo prazo da Empresa, principalmente relacionados com contratos de compra de energia elétrica e

combustível, são:

34.1. - Compra de Energia

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Amazonas D 796.284 865.926 953.503 1.026.234 1.106.388 3.098.995

CGTEE 228.948 228.948 220.695 220.695 220.696 220.695

Chesf 267.690 267.690 268.420 177.700 177.700 2.130.450

Distribuidora Alagoas 752.200 828.480 902.263 881.572 922.479 922.480

Distribuidora Piauí 854 837 768 774 808 280.767

Distribuidora Roraima - 1.047.758 528.156 - - - Distribuidora Rondônia 1.254.994 1.355.922 1.435.240 - - - Eletrosul 246.262 249.674 240.274 238.361 229.981 2.518.069

Furnas 607.914 610.976 602.903 600.055 593.571 3.220.238

Total 4.155.146 5.456.210 5.152.222 3.145.390 3.251.623 12.391.694

34.2 - Fornecedores de Combustível

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Amazonas D 2.964.692 3.104.682 2.987.003 2.754.647 2.878.525 19.497.308

CGTEE 115.345 115.345 115.345 115.345 115.345 230.690

Eletronuclear - - 1.000.000 600.000 316 8.762.700

Total 3.080.037 3.220.027 4.102.348 3.469.992 2.994.186 28.490.698

A atividade principal na compra de combustível está na subsidiária Eletronuclear, que possui contratos assinados com as Indústrias

Nucleares Brasileiras - INB para a compra de Combustível Nuclear para a produção de energia elétrica, para recarregar as usinas

termonucleares (UTN) Angra I e Angra II, bem como implementar a UTN Angra III e reabastece-la no futuro.

A subsidiária Amazonas tem um compromisso de longo prazo com a compra de gás natural para geração de energia termoelétrica com

a Empresa de Gás Natural do Amazonas - CIGÁS. O prazo final do contrato é de 30/11/2030.

34.3 - Venda de Energia

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Amazonas GT 558.760 558.760 446.298 319.638 319.638 1.331.970

CGTEE 474.699 474.699 474.699 474.699 474.699 949.398

Chesf 824.510 864.700 864.700 810.660 866.400 10.178.500

Eletrosul 652.352 548.036 493.293 491.945 491.945 7.419.496

Eletronuclear 3.087.989 3.087.989 3.087.989 3.087.989 3.087.989 - Furnas 3.054.451 3.054.451 1.730.187 1.726.353 1.726.353 27.531.632

Distribuidora Rondônia 2.304.857 2.549.537 2.835.530 - - - Total 10.957.618 11.138.172 9.932.696 6.911.284 6.967.024 47.410.996

34.4 - Compromissos Socioambientais

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Eletronuclear - 1.136.165 428.893 779.449 348.957 - Eletronorte 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 16.000

Total 20.000 1.156.165 448.893 799.449 368.957 16.000

F-174

Page 393: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Angra 3

Acordos de compromisso assumidos com as cidades de Angra dos Reis, Rio Claro e Paraty, nos quais a Eletronuclear comprometeu-se

a assinar acordos específicos de natureza ambiental relacionados à UTN Angra III, para realizar programas e projetos em

conformidade com as condições estabelecidas pelo IBAMA.

Tucurí

Devido a requisitos legais relativos aos projetos de expansão para a Usina Hidrelétrica de Tucuruí e levantando seus níveis de

reservatórios de 72 a 74 metros, havia uma necessidade de licenciar esta venture perante a Secretaria Estadual do Meio Ambiente

(Sema) para o estado do Pará, e esta agência definiu uma condição para a aprovação da Licença de Instalação (LI) que a Eletronorte

implemente vários programas de compensação e mitigação ambiental.

* Informações não auditadas por auditores independentes

34.5 - Aquisição de Imobilizado e Intangíveis

Empresas 2018 2019 2020 2021

Chesf 398.045 - - - Eletronuclear 2.490.036 471.533 - - Eletrosul 102.039 103.662 122.631 161.188

Total 2.990.120 575.195 122.631 161.188

Contratos firmados com diversos fornecedores para a compra de equipamentos para a substituição de ativos imobilizados,

principalmente para as usinas de Angra 1, Angra 2 e Angra 3, necessárias para a manutenção e operação desses ativos.

A Empresa continua avaliando a continuidade do projeto da Usina Nuclear de Angra III, que pode impactar os compromissos de

aquisição de ativos imobilizados e intangíveis.

34.6 - Aquisição de insumos

Empresas 2018 2019 2020

CGTEE 29.352 29.352 29.352

Total 29.352 29.352 29.352

A subsidiária CGTEE está comprando cálcio para controlar as emissões de resíduos em suas usinas.

34.7 - Compromissos - Reclamações de ação - Class Action

Os valores das associações controladas em conjunto é apresentado a seguir na proporção de participação das empresas.

F-175

Page 394: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

34.7.1 - Aquisição de imobilizado

A Empresa contratou para aquisição de ativos imobilizados com fornecedores relacionados à participação de acionistas em Sociedades

de Propósito Específico (SPE), conforme apresentado abaixo:

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022

Eletronorte

CCBM 26.799 - - - - ELM 14.578 2.078 2.078 2.078 6.829

Outro 4.061 - - - - Total 45.438 2.078 2.078 2.078 6.829

34.7.2 - Uso de bens públicos

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Norte Energia S.A. 3.288 3.288 3.031 3.031 3.031 29.176

Energética Águas da Pedra S.A. 370 370 370 370 370 1.054

Total 3.288 3.288 3.031 3.031 3.031 29.176

34.7.3 - Aporte de capital

A Empresa possui compromissos futuros firmados referente a participação em Sociedades de Propósito Específico (SPEs), sob a

forma de adiantamentos para futuro aumento de capital, conforme apresentado a seguir:

Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022

Norte Energia S.A. 347.599 18.150 - - - - Belo Monte Transmissora de

Energia SPE S.A. 87.000 - - - - - Transnorte Transmissora de Energia

S.A. 88.200 - - - - - Complexo Famosa 4.000 - 55.000 55.000 55.000 55.000

Complexo Eólico Baleia - - 63.000 63.000 63.000 63.000

Complexo Eólico Punaú 8.000 - 80.000 80.000 80.000 80.000

Holding Brasil Ventos 393.000 428.000 38.000 38.000 38.000 38.000

Complexo Eólico Itaguaçú Da

Bahia 22.000 - 157.000 157.000 157.000 157.000

Empresa de Energia São Manoel

S.A. 10.000 - - - - - Complexo Eólico Pindaí I 68.125 - - - - - Complexo Eólico Pindaí II 15.430 - - - - - Complexo Eólico Pindaí III 19.390 - - - - - Chapada do Piauí II Holding S.A. 20.717 - - - - - Interligação Elétrica Garanhuns

S.A. 1.070 - - - - - Complexo Eólico Sento Sé II 20.717 - - - - - Complexo Eólico Sento Sé III 20.717 - - - - - Extremoz Transmissora do

Nordeste - ETN S.A. 9.260 - - - - - Leilão de Transmissão 004/2014 -

Lote A 84.331 84.331 - - - - Total 1.305.640 530.481 393.000 393.000 393.000 393.000

Page 395: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 35 - PATRIMÔNIO LÍQUIDO

35.1. - Capital Social

O Capital Social em 31 de dezembro de 2016 era de R$ 31.305.331 (R$ 31.305.331 em dezembro de 2015) e suas ações não têm valor

nominal. As ações preferenciais não têm direito a voto e não são conversíveis em ações ordinárias, no entanto, elas têm prioridade no

reembolso do capital e distribuição de dividendos, à taxa anual de 8% para a classe “A” (subscritas até 23 de junho de 1969) e 6%

para ações classe “B” (subscritas a até 24 de Junho de 1969), calculado sobre o capital correspondente a cada classe de ações.

F-176

Page 396: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O capital social é representado por 1.352.634.100 ações escriturais, e é distribuído, pelos acionistas principais e espécies de ações, em

31 de dezembro de 2016, como segue:

31/12/2016

ORDINÁRIAS PREFERENCIAIS CAPITAL TOTAL

ACIONISTA QUANTIDADE % Série A % Série B % QUANTIDADE %

Governo Federal 554.395.652 51,00 - - 1.544 0,00 554.397.196 40,99

BNDESPAR 141.757.951 13,04 - - 18.691.102 7,04 160.449.053 11,86

BNDES 74.545.264 6,86 - - 18.262.671 6,88 92.807.935 6,86

Banco Clássico 68.750.900 6,32 - - - - 68.750.900 5,08

Recibos Depositários Americanos -

ADRs 30.449.968 2,80 - - 16.755.615 6,31 47.205.583 3,49

Outro 217.150.562 19,98 146.920 100,00 211.725.951 79,77 429.023.433 31,72

1.087.050.297 100,00 146.920 100,00 265.436.883 100,00 1.352.634.100 100,00

31/12/2015

ORDINÁRIAS PREFERENCIAIS CAPITAL TOTAL

ACIONISTA QUANTIDADE % Série A % Série B % QUANTIDADE %

Governo Federal 554.395.652 51,00 - - 1.544 0,00 554.397.196 40,99

BNDESPAR 141.757.951 13,04 - - 18.691.102 7,04 160.449.053 11,86

BNDES 74.545.264 6,86 - - 18.262.671 6,88 92.807.935 6,86

FND 45.621.589 4,20 - - - - 45.621.589 3,37

FGHAB 1.000.000 0,09 - - - - 1.000.000 0,07

CEF 8.701.564 0,80 - - - - 8.701.564 0,64

FGI - - - - 8.750.000 3,30 8.750.000 0,65

Outro 261.028.277 24,01 146.920 100,00 219.731.566 82,78 480.906.763 35,55

1.087.050.297 100,00 146.920 100,00 265.436.883 100,00 1.352.634.100 100,00

Do total de 429.023.433 ações de acionistas minoritários, 260.304.425, ou 60,7%, são detidas por investidores não residentes, sendo

130.257.171 ações ordinárias, 28 ações preferenciais classe “A” e 130.047.226 ações preferenciais classe “B”.

Do total de acionistas que residem no estrangeiro, 30.449.968 ações ordinárias e 16.755.615 da classe “B” ações preferenciais estão

custodiadas, e vinculadas ao programa de Recibos Americano de Depositário (ADRs).

35.2 - Reservas de Capital

31/12/2016 31/12/2015

Compensação por remuneração insuficiente (CRC) 6.779.931 18.961.102

Ágio na emissão de ações 3.384.310 3.384.310

Especial - Decreto-Lei nº 54.936/1964 387.418 387.418

Correção monetária no balanço de abertura de 1978 309.655 309.655

Correção monetária em 1987 Empréstimo Obrigatório 2.708.432 2.708.432

Doações e subvenções- FINOR, FINAM e outros 297.424 297.424

13.867.170 26.048.342

Em 29 de abril de 2016, na 56ª Assembleia Geral Ordinária, foi deliberado o destino dos resultados financeiros do exercício findo em

31 de dezembro de 2015, utilizando-se a reserva de capital para absorção do montante de R$ 12.181.171 equivalente à conta de perdas

acumuladas do exercício, excedendo as reservas de lucros.

35.3 - Reserva de lucros

31/12/2016 31/12/2015

Jurídica (Artigo 193 - Lei nº 6.404/1976) 171.295 - Estatutária (Artigo 194 - Lei nº 6.404/1976) 1.747.209 - Receitas Não Realizadas (Artigo 197, Lei nº 6.404/1976) 386.375 - Receitas Retidas (Artigo 196, Lei nº 6.404/1976) 713.803 - 3.018.682 -

F-177

Page 397: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

35.3.1 - Reserva legal

Constituída com base em 5% do lucro líquido apurado em cada exercício social que, de acordo com a Lei 6.404/1976, deverá ser

retido antes de qualquer outro destino para constituição da reserva legal, que não poderá exceder 20% do capital social, ou 30% do

capital social quando o montante das reservas de capital for aumentado. A reserva legal tem por finalidade assegurar a integridade do

capital social e só pode ser utilizada para compensar perdas ou aumentar capital.

35.3.2 - Reserva Estatutária

31/12/2016

Investimentos (50% de Receitas Líquidas) 1.712.950

Estudos e Projetos (1% de Receitas Líquidas) 34.259

1.747.209

O contrato social da Empresa define que a Assembleia Geral destinará, além da reserva legal, calculada sobre o lucro líquido do

exercício:

I - 50%, como reserva para investimentos, destinados à aplicação em empresas públicas de energia elétrica, cujo saldo acumulado não

poderá exceder setenta e cinco por cento do capital social integralizado; e II - 1% como reserva para estudos e projetos destinados à

atender à execução de estudos e projetos de viabilidade técnico-econômica do setor de energia elétrica, para os quais o saldo

acumulado não poderá exceder dois por cento do capital social integralizado.

II - 1% como reserva para estudos e projetos destinados a cobrir a execução de estudos e projetos de mobilidade técnico-econômica do

setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder 2% do capital social.

35.3.3 - Lucros a Realizar

No exercício em que o montante dos dividendos mínimos obrigatórios, calculado nos termos do contrato social, exceder a parcela

realizada dos lucros líquidos do exercício, a Assembleia Geral poderá, por proposta dos órgãos administrativos, destinar o montante

excedente à constituição de uma reserva para lucros não realizados. A reserva para lucros não realizados somente poderá ser utilizada

para pagamento do dividendo obrigatório e os lucros não realizados de cada ano que forem os primeiros a serem realizados em

dinheiro serão considerados parte integrante da reserva, desde que esses lucros não sejam absorvidos por perdas calculadas em

períodos fiscais.

35.3.4 – Retenção de Lucros

Esta é destinada à aplicação de investimentos projetados no orçamento de capital, nos quais a assembleia geral pode, por proposta dos

órgãos administrativos, deliberar a retenção de parte do lucro líquido do período previamente aprovado por ela.

35.4 - Remuneração para os Acionistas

I. - Relativo ao período fiscal

O contrato social da Empresa estabelece como dividendo mínimo obrigatório 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da legislação

societária, respeitando à remuneração mínima das ações preferenciais das classes A e B, do valor nominal de capital próprio referente

a esses tipos e classes de ações, prevendo a possibilidade de pagamento de juros sobre o capital próprio.

F-178

Page 398: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As ações preferenciais A e B da Eletrobras, subscritas até 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de dividendos, sendo

que 8% e 6%, respectivamente, da taxa anual afetarão o patrimônio líquido de cada tipo e classe de ações, para ser igualmente

repartido entre eles.

A seguir, sob a forma de juros sobre o capital próprio imputados ao dividendo mínimo, nos termos da legislação aplicável, bem como

ao valor total da remuneração proposta aos acionistas, deliberada na Assembleia Geral Ordinária:

Receita Líquida do Ano Fiscal: 3.425.899

(-) Reserva Legal (5% do Lucro Líquido) (171.295 )

(+) Realização de Reserva de Reavaliação 10.442

(+) Remuneração Não Reivindicada de Acionista - Transcorrido 16.303

= Base Tributária 3.281.349

Distribuição de Receitas

Lucro Líquido do Ano Fiscal: 3.425.899

Remuneração Estatutária Mínima a Pagar (433.962 )

Constituição de Reserva Legal (5% das receitas líquidas) (171.295 )

Constituição de Reserva Estatutária para Investimentos (50% das receitas líquidas) (1.712.950 )

Constituição de Reserva Estatutária para Estudos e Projetos (1% das receitas líquidas) (34.259 )

Constituição de Reserva de Receitas Não Realizadas (386.375 )

Constituição de Reserva para Receitas Retidas (Artigo 196 da LSA) (713.803 )

Realização de Reserva de Reavaliação 10.442

Remuneração não reivindicada de acionista 16.303

Saldo Final de Lucros Acumulados -

Em 2016, a Eletrobras atribuiu a remuneração aos acionistas, na forma de juros sobre capital próprio - JCP no valor de R$ 433.962,

imputada aos dividendos do exercício de acordo com as disposições estatutárias, cuja remuneração por ação é igual a:

Remuneração por ação - Expressada em R$ 31/12/2016

Ações Preferenciais Classe A 2,1783

Ações Preferenciais Classe B 1,6337

De acordo com a legislação tributária vigente, referente ao valor da remuneração proposta aos acionistas, sob o título de JCP, o

Imposto de Renda retido na Fonte - IRRF (R$ 65.094) e a parcela líquida do imposto de renda do JCP a ser distribuído aos acionistas

são de R$ 368.868.

As atualizações monetárias incidem sobre a remuneração proposta a partir de 1º de janeiro de 2017 até a data efetiva de início do

pagamento, e essa data será deliberada pela Assembleia Geral Ordinária, que revisará as presentes Demonstrações Financeiras e

proposta de destinação dos resultados deste exercício.

F-179

NOTA 36 - RESULTADO POR AÇÃO

(a) Básico

O resultado básico por ação ordinária é calculado pela divisão do lucro atribuível aos acionistas ordinários da Empresa, pela

quantidade média ponderada de ações ordinárias em circulação durante o ano, o que exclui ações ordinárias compradas pela Empresa e

realizadas como ações em tesouraria. A ação preferencial tem prioridade na distribuição mínima de dividendos, mas seus direitos de

participação no lucro, uma vez satisfeitos os dividendos mínimos, são equivalentes à ação ordinária, portanto, o lucro por ação

preferencial é calculado pelo mesmo método aplicado à ação ordinária.

Básico

31/12/2016

Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Lucro atribuível à classe

compartilhada 2.880.723 389 703.417 3.584.529

Page 399: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Média ponderada do número de

ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634

% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %

Resultado ou perda básico por ação

(R$) 2,65 2,65 2,65

31/12/2015

Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Perda atribuível à classe

compartilhada (9.165.746 ) (1.239 ) (2.238.100 ) (11.405.085 )

Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Média ponderada do número de

ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634

% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %

Resultado ou perda básico e diluído

por ação (R$) (8,43 ) (8,43 ) (8,43 )

31/12/2014

Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Perda atribuível à classe

compartilhada (5.003.718 ) (676 ) (1.221.811 ) (6.226.206 )

Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total

Média ponderada do número de

ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634

% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %

Resultado ou perda básico e diluído

por ação (R$) (4,60 ) (4,60 ) (4,60 )

F-180

Page 400: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(b) Diluído

Para calcular o resultado diluído por ação, a Empresa assumirá o exercício das opções, bônus de subscrição e diluentes similares da

empresa. Os valores assumidos oriundos desses instrumentos devem ser considerados como tendo sido recebidos da emissão de ações

ordinárias pelo preço médio de mercado das ações ordinárias durante o período. Em 31 de dezembro de 2016, as 15.759.561 ações

ordinárias dilutivas potenciais, referentes ao empréstimo compulsório, foram incluídas no cálculo do número médio ponderado de

ações em função do efeito dilutivo em 2016 e do efeito antidilutivo em 2015 e 2014, conforme demonstrado a seguir.

31/12/2016

Numerador Ordinária Preferencial A

Preferencial B Convertida Preferencial B Total

Lucro atribuível à classe compartilhada 2.847.920 385 40.816 695.408 3.584.529

Denominador Ordinária Preferencial A

Preferencial B Convertida Preferencial B Total

Média ponderada do número de ações, em

milhares 1.087.050 147 15.580 265.437 1.368.214

% ações em relação ao total 79,45 % 0,01 % 1,14 % 19,40 % 100,00 %

Lucro ou perda diluído por ação (R$) 2,62 2,62 2,62 2,62

F-181

Page 401: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 37 - RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

RECEITA OPERACIONAL

Geração

Suprimento de energia para as empresas de distribuição 12.885.622 12.310.243 12.175.362

Suprimento de energia aos consumidores finais 2.945.506 3.571.809 3.317.103

Energia elétrica a curto prazo 1.242.016 1.811.552 3.817.976

Receita de Operação e Manutenção de Concessões Renovadas 2.178.699 1.882.637 1.803.127

Receita de Construção de Plantas Renovadas 41.316 148.403 240.040

Efeito Financeiro de Itaipu (346.638 ) 234.425 (97.740 )

18.946.521 19.959.069 21.255.868

Transmissão

Receita de Operação e Manutenção de Linhas Renovadas 2.735.999 2.504.239 1.207.090

Receitas de operação e manutenção 239.691 191.372 994.178

Receita de Construção 1.174.703 2.077.616 1.786.195

Financeiro - Retorno sobre o investimento 29.406.261 838.087 714.409

33.556.654 5.611.314 4.701.872

Distribuição

Fornecimento/Suprimento

de Eletricidade 15.208.202 14.835.424 7.310.337

Receita de Construção 1.165.611 1.011.518 873.413

CVA e outros itens financeiros (339.405 ) 324.120 38.477

16.034.408 16.171.062 8.222.227

Outra Receita 2.450.329 1.484.431 1.339.294

70.987.912 43.225.876 35.519.261

(-) Deduções da receita operacional

(-) ICMS (4.000.750 ) (3.877.677 ) (1.683.781 )

(-) PASEP e COFINS (3.642.892 ) (4.108.891 ) (2.685.562 )

(-)Encargos do Setor (2.550.473 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )

(-) Outras deduções (incluindo ISS) (44.944 ) (336.810 ) (7.097 )

(10.239.059 ) (10.637.038 ) (5.381.454 )

Receita operacional líquida 60.748.853 32.588.838 30.137.807

Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia - MME publicou a Portaria nº 120 que regulamentava as condições de

recebimento de remuneração referente a ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas

instalações da Rede Básica de Sistema - RBSE e demais Serviços de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, nos

termos do segundo parágrafo do artigo 15 da Lei 12.783/2013.

Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa efetuou a estimativa dos valores atualizados relativos aos ativos de transmissão de energia

elétrica existentes em 31 de maio de 2000, reconhecendo o montante de R$ 28.600.552, em Receita Financeira - Retorno sobre

Investimento, no segmento de transmissão (Nota 2.1).

F-182

Page 402: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 38 - RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Investimentos em empresas coligadas

Juros sobre capital próprio 6.010 - 10.611

Método de Equivalência Patrimonial 3.029.734 379.743 (1.518.268 )

3.035.744 379.743 (1.507.657 )

Outros investimentos

Juros sobre capital próprio 1.026 2.010 20.008

Dividendos 101.510 62.045 98.477

Remuneração de investimentos em parcerias - 10.402 24.429

Retorno de capital - ITAIPU 84.768 77.246 56.439

Outro (17.537 ) - - 169.767 151.703 199.353

3.205.511 531.446 (1.308.304 )

38.1 - Investigação

Como resultado da investigação, a Empresa reconheceu o prejuízo de R$ 91.464 em 2014, pelo método de equivalência patrimonial

acima (ver Nota 4.XI)

NOTA 39 - PESSOAL, MATERIAL E SERVIÇOS

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Pessoal 6.548.572 6.004.845 5.609.320

Materiais 329.599 318.410 310.276

Serviços 3.485.040 3.172.162 2.565.777

10.363.211 9.495.417 8.485.373

NOTA 40 - ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Energia comprada para revenda

Fornecimento 5.714.743 4.931.606 5.030.149

Comércio na CCEE 2.425.240 2.998.109 2.864.480

PROINFA 3.106.129 2.818.660 2.502.382

Outro 17.931 17.852 27.689

11.264.043 10.766.227 10.424.700

NOTA 41 - ENCARGOS OPERACIONAIS (REVERSÕES), LÍQUIDO

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

garantias 29.913 30.265 115.166

Encargos de litígios (Nota 30) 3.994.158 2.942.245 7.797.129

ADA - Consumidores e Varejistas 334.383 642.924 83.921

ADA - Financiamento e Empréstimos (Nota 8) 17.290 15.755 (269.051 )

Contratos Onerosos (Nota 33) 2.194.498 366.477 (1.800.401 )

Impairment (Reversão) para Perdas em Investimentos 1.479.088 489.752 (1.414.171 )

Impairment (Nota 19) 5.681.019 5.979.596 377.551

Encargos CCC da ANEEL 741.623 - - Ajuste do Valor de Mercado 41 67.107 110.902

Impairment para Perda de Ativos Financeiros - - (791.868 )

Impairment BRR - (148.637 ) (360.648 )

Perda de Ativos Imobilizados - - 235.064

Provisão ambientais - - 104.904

Risco Hidrológico (451.340 ) 451.340 - Outro 847.279 749.943 474.723

14.867.952 11.586.767 4.663.220

F-183

Page 403: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Provisão/(Reversão) para Perdas em Investimentos

A Empresa efetuou ajustes nos resultados das controladas, com o objetivo de padronizar as políticas contábeis dessas empresas com as

adotadas pela Empresa, além de reconhecer os encargos de perdas com investimentos, no montante R$ 1.479.088 em 31 de dezembro

de 2016 (reversão de R$ 610.747). Para mais informações, ver Nota 15.

Provisão ANEEL - CCC

Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Ratificatória nº 2,202 que aprovou o orçamento para o exercício de 2017 da

conta CDE. O orçamento aprovado pela ANEEL inicialmente não contemplou os valores que foram objeto de renegociação firmada

em 2014 e 2015 entre as distribuidoras Amazonas D, Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras B/R

Distribuidora. Esses Acordos de Reconhecimento de Dívida, denominados “CCDs”, foram previamente autorizados pela legislação

aplicável e aprovados pela ANEEL.

Em 7 de março de 2017, mediante a Resolução Ratificatória nº 2,204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução

Ratificatória nº 2,202, de 7 de fevereiro de 2017, que aprova o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017, incluindo os

orçamentos dos montantes relativos aos CCD. (para mais informações, ver Nota 11).

Risco Hidrológico

Em dezembro de 2015, a subsidiária Eletronorte provisionou R$ 451.340 devido à exposição ao risco decorrente da aceitação da

renegociação do risco hidrológico. Durante o período de 2016, após a aceitação por parte de várias empresas da renegociação, o risco

de exposição da Eletronorte não se materializou, resultando em uma nova avaliação do risco associado aos eventos atuais, bem como

na avaliação da situação de Eletronorte na contabilização de energia de curto prazo, caracterizada como um vendedor de energia até o

fechamento do período. Dado estes aspectos, a manutenção do passivo acumulado não é exigida. Desta forma, a subsidiária

Eletronorte reverteu o passivo acumulado em sua totalidade em 2016.

F-184

Page 404: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 42 - ATIVOS MANTIDOS PARA VENDA

42.1. Alienação do controle acionário da CELG D

Em 26 de Setembro de 2014, em Assembleia Geral Extraordinária, a Eletrobras aprovou a aquisição de uma participação majoritária

na CELG - Distribuição S.A.- CELG - D.

A Empresa concluiu o processo de aquisição da CELG-D através do pagamento e transferência, em 27/01/2015, 76.761.267 ações

ordinárias emitidas pela CELG-D, correspondente a 50,93% do capital social do Distribuidor, no valor de R$ 59.454.

Em 28 de Dezembro de 2015, em Reunião Extraordinária, a Eletrobras aprovou a venda do controle acionário da CELG-D em leilão

de privatização a ser promovido pela BM&FBOVESPA, de acordo com o preço mínimo e condições estabelecidas na Resolução nº

11/2015 pelo Conselho Nacional de Desestatização - CND. Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou os ativos e passivos da

CELG D como ativos mantidos para venda, dado que a Empresa está comprometida com a alienação do controle acionário dessa

subsidiária.

Em 30 de novembro de 2016, o Leilão de Privatização nº 02/2016 da CELG D foi realizado na Bolsa de Valores de São Paulo -

BM&FBOVESPA e a licitante vencedora foi a ENEL BRASIL S/A (“Licitante Vencedora”).

Em 24 de janeiro de 2017, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE autorizou a conclusão da operação de

privatização da CELG D.

Em 31 de janeiro de 2017, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a aquisição da CELG D pela ENEL BRASIL

S/A através da Resolução nº 6.182/2017.

Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda das ações da CELG D entre a Eletrobras, a Empresa Celg de

Participações - CELGPAR e a ENEL BRASIL S/A, conforme o cronograma estabelecido. A Eletrobras recebeu, nesta data, o valor de

R$ 1.065.266 para essa alienação de ativos.

Os ativos e passivos principais da subsidiária CELG-D classificados como mantido para venda em 31 de dezembro de 2016 são

mostrados a seguir:

F-185

Page 405: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

Caixa e equivalentes de caixa 76.144 82.182

Contas a receber 988.093 1.112.469

Tributo e contribuições sociais 149.570 170.440

Depósitos judiciais 212.420 136.761

Ativos Financeiros 62.296 199.497

Ativo Imobilizado

44.983 43.328

Ativos Intangíveis 2.065.418 1.908.127

Ativos Reembolsáveis - FUNAC 650.065 672.615

Outros ativos 157.224 298.366

Ativos totais da CELG D classificados como mantidos para venda 4.406.213 4.623.785

Fornecedores 1.467.436 1.983.890

Empréstimos e financiamentos 1.085.476 1.304.503

Tributos e contribuições sociais 277.612 360.553

Encargos setoriais 706.039 428.332

Benefício pós-emprego 149.698 146.800

Provisões para contingências 669.729 568.100

Outros passivos 819.023 782.831

Passivos da CELG D associados a ativos classificados como mantidos para venda 5.175.013 5.575.009

NOTA 43 - INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS

43.1 - Gestão de Risco de Capital

Os objetivos da Empresa ao administrar seu capital são salvaguardar a sua continuidade para oferecer retorno aos acionistas e

benefícios às outras partes interessadas, além de buscar uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. A compra ou venda de

ativos financeiros é reconhecida na data de negociação.

Para manter ou ajustar a estrutura de capital, a Empresa pode rever sua política de pagamento de dividendos, devolver capital aos

acionistas, ou emitir novas ações ou vender ativos para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento.

A Empresa, de forma consistente com as outras empresas do setor, monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira.

Este índice é a dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, é o total de empréstimos (incluindo

empréstimos a curto e longo prazo, conforme demonstrado no balanço patrimonial consolidado), subtraído do capital circulante

líquido e títulos negociáveis. O capital total é determinado pela soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço

patrimonial consolidado, com a dívida líquida.

F-186

Page 406: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

Total de empréstimos e financiamentos 45.620.428 46.398.260

(-) Caixa e equivalentes de caixa e valores mobiliários 6.424.881 8.431.737

Dívida líquida 39.195.547 37.966.523

(+) Total do Patrimônio Líquido 44.064.927 41.580.593

Capital Total 83.260.474 79.547.116

Índice de Alavancagem Financeira 47 % 48 %

43.2 - Classificação por categoria de instrumentos financeiros

Os balanços contábeis de ativos e passivos financeiros representam uma aproximação razoável do justo valor. A Empresa utiliza a

hierarquia para mensurar o valor justo de seus instrumentos financeiros:

F-187

Page 407: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Mensuração 31/12/2016 31/12/2015

ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)

Caixa e equivalentes de caixa 679.668 1.393.973

Empréstimos e recebíveis 78.991.610 59.238.499

Clientes Custo amortizado 6.481.303 5.970.958

Empréstimos e financiamentos Custo amortizado 13.184.244 17.587.620

Direitos de ressarcimento Custo amortizado 9.164.986 10.503.382

Ativo Financeiro - Geração e Transmissão Custo amortizado 13.590.194 25.176.539

Ativos Financeiros - Transmissão (RBSE) Valor de Mercado 36.570.883 -

Mantido até o vencimento 246.801 193.669

Títulos e Valores Mobiliários Custo amortizado 246.801 193.669

Mensurados a Valor Justo através de lucro/perda 5.727.185 6.890.406

Títulos e Valores Mobiliários Valor de Mercado 5.498.412 6.844.095

Instrumentos derivativos Valor de Mercado 228.773 46.311

Disponível para venda 6.283.905 5.382.366 Investimentos (participação acionária) Valor de Mercado 1.357.923 1.177.260

Ativos financeiros - Distribuição Valor de Mercado 4.925.982 4.205.106

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)

Mensurados pelo Custo Amortizado 69.184.723 70.733.967

Fornecedores Custo amortizado 19.442.121 19.577.928

Empréstimos e financiamentos Custo amortizado 45.620.428 46.398.260

Debêntures Custo amortizado 201.375 562.474

Obrigações de ressarcimento Custo amortizado 2.683.816 2.879.586

Arrendamento Mercantil Custo amortizado 1.169.504 1.252.155

Concessões a pagar UBP Custo amortizado 67.479 63.564

Mensurados pelo Valor Justo por meio do resultado 50.631 99.129

Instrumentos Financeiros Derivativos Valor de Mercado 44.017 80.269

Instrumentos Financeiros) Valor de Mercado 6.614 18.860

43.2.1 - Técnicas de avaliação e de informação utilizadas

a) Caixa e equivalentes de caixa: mantidos para negociação no curto prazo e mensurados ao valor justo, sendo reconhecidos

diretamente nos resultados financeiros.

b) Títulos e Valores Mobiliários -Curto e Longo prazo - geralmente mantidos para negociação de curto prazo e mensurados ao valor

justo, sendo reconhecidos diretamente nos resultados financeiros.

c) Clientes: são registrados pelo seu valor nominal, similar aos valores justos e aos valores de realização prováveis. Os créditos

renegociados são constituídos assumindo a intenção de mantê-los até o vencimento, por seus prováveis valores de realização,

semelhantes aos valores justos.

d) Ativos financeiros da concessão: são ativos financeiros que representam o direito incondicional de receber um determinado valor

no final do período da concessão. Eles são classificados como empréstimos e recebíveis.

e) Derivativos: são mensurados ao valor justo e reconhecidos diretamente no resultado ou no patrimônio líquido, dependendo do tipo

de cada designação do derivativo.

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Page 408: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

f) Direito de ressarcimento: Ativos que representam o direito ao reembolso da CCC, referente aos custos de geração de energia

elétrica nos Sistemas Isolados, incluindo o custo relativo à aquisição de energia e de energia associada à própria geração para

atender ao serviço público de distribuição de energia elétrica, aos encargos do setor elétrico e impostos e, adicionalmente, aos

investimentos realizados, são ativos financeiros. Estes são classificados como empréstimos e recebíveis.

g) Investimento em Participações Societárias: referem-se a investimentos permanentes em outras sociedades, avaliados pelo método

de equivalência patrimonial.

h) Fornecedores: são mensurados por valores conhecidos ou estimados, incluindo, quando aplicável, os correspondentes encargos e

variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço e seu valor contábil aproximado de seu valor justo.

i) Debêntures: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. A Empresa acredita que esses

instrumentos se aproximam de seus valores justos, exceto quando estas debêntures tiverem um Preço Unitário - PU no mercado

secundário próximo ao período do relatório.

j) Empréstimos e financiamento: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. Os valores de

mercado dos empréstimos e financiamentos obtidos são semelhantes aos valores contábeis.

k) Arrendamento mercantil: O valor nominal utilizado no cálculo dos passivos causados por esses contratos foi determinado tomando

como referência o valor fixado para a contratação de energia contratada mensalmente, multiplicado pela capacidade instalada (60 a

65 MW*) e pelo número de meses da validade do contrato.

l) Obrigações de ressarcimento: referem-se a valores de adiantamentos e tributos (ICMS, PIS e COFINS) a serem devolvidos ao

Fundo CCC.

m) Demais instrumentos financeiros: os valores justos são semelhantes aos seus valores contábeis, uma vez que: (i) têm um prazo

médio de recebimento/pagamento inferior a 60 dias; (ii) estão concentrados em títulos de renda fixa, remunerados à taxa do CDI;

e (iii) não há instrumentos similares com prazos e taxas de juros comparáveis.

(*) Informações não auditadas por auditores independentes

F-189

Page 409: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

43.2.2 - Estimativa do valor justo:

Os ativos e passivos financeiros registrados pelo valor justo foram classificados e divulgados de acordo com os seguintes níveis:

31/12/2016

NÍVEL1 NÍVEL2 NÍVEL3 TOTAL

ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)

Disponível para venda 1.357.923 4.925.982 - 6.283.905

Investimentos (participação societária) 1.357.923 - - 1.357.923

Ativos financeiros - Concessões de distribuição - 4.925.982 - 4.925.982

Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 42.298.068 - 42.298.068

Valores Mobiliários - 5.498.412 - 5.498.412

Instrumentos derivativos - 228.773 - 228.773

Ativos Financeiros - Transmissão (RBSE) - 36.570.883 - 36.570.883

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não

Circulante)

Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 50.631 - 50.631

Instrumentos derivativos - 44.017 - 44.017

Instrumentos derivativos (Hedge) - 6.614 - 6.614

31/12/2015

NÍVEL1 NÍVEL 2 NÍVEL 3 TOTAL

ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)

Disponível para venda 1.177.260 4.205.106 - 5.382.366

Investimentos (participação societária) 1.177.260 - - 1.177.260

Ativos financeiros - Concessões de distribuição - 4.205.106 - 4.205.106

Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 6.890.406 - 6.890.406

Valores Mobiliários - 6.844.095 - 6.844.095

Instrumentos derivativos - 46.311 - 46.311

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não

Circulante)

Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 99.129 - 99.129

Instrumentos derivativos - 99.129 - 99.129

Nível 1 - preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e visíveis para ativos e passivos idênticos acessíveis na data de

mensuração;

Nível 2 - preços cotados (ajustados ou não) para ativos e passivos semelhantes em mercados ativos, outras entradas não observáveis

no nível 1, direta ou indiretamente, em termos de ativo ou passivo, e

Nível 3 - ativos e passivos não cobrados ou caso os preços ou técnicas de avaliação sejam amparados por um mercado pequeno ou

inexistente, não observável ou líquido. Neste nível, o valor justo estimado se torna altamente subjetivo.

O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos (como títulos e valores mobiliários realizados para

negociação e disponíveis para venda) é baseado em preços cotados no mercado na data do balanço patrimonial. Um mercado é visto

como ativo se os preços cotados são pronta e regularmente disponíveis a partir de uma troca, distribuidor, corretor, grupo de

indústrias, serviço de precificação, ou agência reguladora, e os preços representam operações de mercado reais que ocorrem

regularmente para fins puramente comerciais.

O preço de mercado cotado utilizado para os ativos financeiros realizados pela Empresa e suas controladas é o preço competitivo

atual. Estes instrumentos estão em Nível 1. Os instrumentos de Nível 1 incluem principalmente investimentos de capital próprio da

FTSE 100 classificados como valores mobiliários para negociação ou disponíveis para venda.

F-190

Page 410: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O valor justo de instrumentos financeiros não negociados em mercados ativos (por exemplo, derivados do mercado de balcão) é

determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação maximizam o uso de informações adotadas pelo mercado

onde está disponível e se valem o menos possível de estimativas específicas da entidade. Se todas as informações necessárias para o

valor justo de um instrumento forem adotadas pelo mercado, o instrumento estará incluído no Nível 2.

Se uma ou mais partes relevantes de informação não é baseada em dados adotados pelo mercado, o instrumento estará incluído no nível 3.

As técnicas de avaliação específicas utilizadas para avaliar instrumentos financeiros incluem:

• Preços de mercado cotados ou cotações de instituições financeiras ou corretoras para instrumentos similares.

• O valor justo de swaps de taxa de juros é calculado pelo valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados com base nas curvas

de rendimento adotadas pelo mercado

O valor justo dos contratos de câmbio futuros é determinado com base nas taxas de câmbio futuras na data do balanço patrimonial,

com o valor resultante descontado do valor presente.

Outras técnicas, como a análise de fluxo de caixa descontado, que são utilizadas para determinar o valor justo dos demais instrumentos

financeiros, e o risco de crédito de contraparte em operações de swap.

43.3 - Gestão de Riscos Financeiros:

No exercício de suas atividades, a Empresa é afetada por eventos de risco que podem comprometer os seus objetivos estratégicos.

O principal objetivo da gestão de risco é antecipar e minimizar os efeitos adversos desses eventos sobre os negócios e os resultados

econômicos e financeiros da Empresa.

A Empresa definiu políticas e estratégias operacionais e financeiras para a gestão de riscos financeiros, aprovadas por comitês internos

e pela administração, que visam conferir liquidez, segurança e rentabilidade aos seus ativos, e manter os níveis de dívida definidos e

perfil para os fluxos financeiros e econômicos.

Os principais riscos financeiros identificados no processo de gestão de riscos são:

43.3.1 - Risco de taxa de câmbio

Este risco decorre da possibilidade da Empresa ter suas demonstrações econômicas e contábeis afetadas por flutuações cambiais.

A Empresa está exposta a riscos financeiros que causam volatilidade nos seus resultados e em seu fluxo de caixa. A Empresa tem uma

exposição significativa entre os ativos e passivos indexados em moeda estrangeira, em especial ao Dólar Norte-Americano, resultantes

principalmente de contratos de financiamento com a Itaipu Binacional.

Neste contexto, foi aprovada a política de cobertura financeira da Empresa. O objetivo da política atual é controlar e mitigar a

exposição a variáveis de mercado que poderiam impactar a Empresa e os ativos e passivos de suas controladas, reduzindo assim os

efeitos das flutuações indesejáveis nestas variáveis em suas demonstrações contábeis.

Com isso, esta política tem o objetivo fazer com que os resultados da Empresa demonstrem com precisão o seu desempenho

operacional real, e seu fluxo de caixa projetado para ser menos volátil.

F-191

Page 411: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Em conjunto com a política, a criação de uma comissão de cobertura financeira foi formada no âmbito do Departamento Financeiro,

cuja principal função é definir as estratégias e instrumentos de cobertura a serem apresentadas à Diretoria Executiva da Empresa.

Considerando as diversas formas de cobertura de itens não cobertos da Empresa, a política aprovada enumera uma escala de prioridades.

Primeiro, uma solução estrutural, e apenas em casos residuais, o uso de operações com instrumentos financeiros derivativos.

Quando as operações com derivativos financeiros são realizadas, a política de cobertura da Empresa é seguida, e elas não podem

constituir alavancagem financeira ou a concessão de crédito a terceiros.

a) - Composição dos saldos em moeda estrangeira e análise de sensibilidade:

Nas tabelas a seguir, os cenários foram considerados para índices e taxas, com os seus respectivos efeitos sobre ganhos e perdas da

Empresa. Para a análise de sensibilidade, o cenário provável usado para o final de 2016 e 2017 foi previsões e/ou estimativas baseadas

fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus, divulgado pelo Banco Central, e a Perspectiva

Econômica 86, publicada pela OCDE (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico).

As análises de sensibilidade foram realizadas em instrumentos financeiros, ativos e passivos, que apresentam a exposição à taxa de

câmbio e que poderiam trazer prejuízos materiais à Empresa, em quatro cenários diferentes, com base no cenário provável

mencionado acima: dois considerando a valorização da moeda, e outro dois considerando uma desvalorização dessas moedas.

As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das

mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em

avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise

considerado.

F-192

Page 412: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

a.1) Risco de valorização da taxa de câmbio:

Saldo em 31/12/2016 Efeito no resultado – receita (despesa)

Moeda Estrangeira Reais

Cenário I - Provável

2017(1)

Cenário II (25%)(1)

Cenário III (50%)(1)

Empréstimos obtidos 3.619.606 11.794.486 (693.155 ) (3.815.065 ) (6.936.975 )

USD Empréstimos concedidos 3.304.835 10.770.787 630.893 3.481.313 6.331.733

Ativos financeiros - Itaipu 368.481 1.200.916 70.343 388.158 705.972

Impacto sobre o lucro/perda - US$ 8.081 54.406 100.731

EURO Empréstimos obtidos 59.263 203.712 (7.858 ) (60.751 ) (113.643 )

Impacto sobre o lucro/perda -

EURO (7.858 ) (60.751 ) (113.643 )

IENE Empréstimos obtidos 3.308.957 92.353 (4.769 ) (29.050 ) (53.330 )

Impacto sobre o lucro/perda - IENE (4.769 ) (29.050 ) (53.330 )

IMPACTO SOBRE LUCROS/PERDAS EM CASO

DE VALORIZAÇÃO EM TAXAS DE CÂMBIO (4.546 ) (35.395 ) (66.243 )

(1) Premissas adotadas:

Provável 25% 50%

USD 3,450 4,313 5,175

EURO 3,570 4,463 5,355

IENE 0,029 0,037 0,044

(a.2) Risco de desvalorização da taxa de câmbio:

Saldo em 31/12/2016 Efeito no resultado- receita (despesa)

Moeda Estrangeira Reais

Cenário I - Provável

2017(1)

Cenário II (25%)(1)

Cenário III (50%)(1)

Empréstimos obtidos 3.619.606 11.794.486 (693.155 ) 2.428.756 5.550.666

USD Empréstimos concedidos 3.304.835 10.770.787 630.893 (2.219.527 ) (5.069.947 )

Ativos financeiros - Itaipu 368.481 1.200.916 70.343 (247.472 ) (565.287 )

Impacto sobre o lucro/perda - US$ 8.081 (38.243 ) (84.568 )

EURO Empréstimos obtidos 59.263 203.712 (7.858 ) 45.034 97.927

Impacto sobre o lucro/perda -

EURO (7.858 ) 45.034 97.927

IENE Empréstimos obtidos 3.308.957 92.353 (4.769 ) 19.511 43.792

Impacto sobre o lucro/perda - IENE (4.769 ) 19.511 43.792

IMPACTO SOBRE LUCROS/PERDAS EM CASO

DE DESVALORIZAÇÃO EM TAXAS DE

CÂMBIO (4.546 ) 26.302 57.151

(1) Premissas adotadas:

Provável -25% -50%

USD 3,450 2,588 1,725

EURO 3,570 2,678 1,785

IENE 0,029 0,022 0,015

Page 413: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

43.3.2 - Risco da taxa de juros

Este risco associado à possibilidade de a Empresa sofrer perdas contábeis devido à flutuação das taxas de juro de mercado, afetando

suas demonstrações contábeis, aumentando as despesas financeiras com capital estrangeiro aumentando contratos referenciados pela

taxa Libor.

A Empresa monitora a sua exposição à taxa Libor e contratos de operações derivativas para minimizar esta exposição, de acordo com

sua Política de Cobertura Financeira.

a) - Composição dos saldos por indexador e análise de sensibilidade

A composição da dívida por indexador, seja em moeda nacional ou estrangeira, é discriminada na Nota 22, item a.

Nas tabelas a seguir, os cenários foram considerados para índices e taxas, com os seus respectivos efeitos sobre ganhos e perdas da

Empresa. Para a análise de sensibilidade, o cenário provável usado para o final de 2016 foi previsões e/ou estimativas baseadas

fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus, divulgado pelo Banco Central, e a Perspectiva

Econômica 86, publicada pela OCDE (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico).

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Page 414: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As análises de sensibilidade foram realizadas em instrumentos financeiros, ativos e passivos, que poderiam trazer prejuízos relevantes

à Empresa, em quatro cenários diferentes, com base no cenário provável mencionado acima: dois considerando a valorização dos

índices, e outro dois considerando uma desvalorização desses índices.

As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das

mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em

avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise considerado.

Todos os cenários utilizaram uma taxa de câmbio provável para o dólar para converter em reais o efeito sobre os resultados dos riscos

associados às flutuações da LIBOR. Nesta análise de sensibilidade, nenhum efeito cambial está sendo considerado devido à

valorização ou desvalorização do cenário cambial provável. O impacto da valorização ou desvalorização da taxa de câmbio do dólar

no cenário provável é apresentado no item 43.3.1. desta nota.

a.1) LIBOR

Saldo de Dívida/Valor Nocional em 31/12/2016 Efeito no resultado - receita (despesa)

Em USD Em Reais

Cenário I - Provável

2017(1)

Cenário II (+25%)(1)

Cenário III (+50%)(1)

Empréstimos obtidos 783.152 2.551.902 (3.679.955 ) (4.599.943 ) (5.519.932 )

LIBOR Derivativo 650.000 2.118.025 3.054.285 3.817.856 4.581.428

Total (625.670 ) (782.087 ) (938.505 )

(1) Premissas adotadas:

31/12/2016 Provável 25% 50%

USD 3,2585 3,4500

LIBOR N/A 136,20 % 170,25 % 204,30 %

a.2) - Índices nacionais

• risco de apreciação das taxas de juro:

Efeito no resultado - receita (despesa)

Saldo em 31/12/2016

Cenário I - Provável 2017(1)

Cenário II (+25%)(1)

Cenário III (+50%)(1)

CDI Empréstimos obtidos 12.701.548 (1.206.647 ) (1.508.309 ) (1.809.971 )

Impacto sobre o resultado - CDI (1.206.647 ) (1.508.309 ) (1.809.971 )

TJLP Empréstimos obtidos 10.063.827 (754.787 ) (943.484 ) (1.132.181 )

Debêntures emitidas 201.375 (15.103 ) (18.879 ) (22.655 )

Impacto sobre o resultado - TJLP (769.890 ) (962.363 ) (1.154.835 )

IGPM Leasing comercial 1.169.504 (55.084 ) (68.855 ) (82.625 )

Empréstimos concedidos 241.721 11.385 14.231 17.078

Impacto sobre o resultado -

IGPM (43.699 ) (54.623 ) (65.548 )

SELIC Empréstimos obtidos 1.675.353 (159.159 ) (198.948 ) (238.738 )

Impacto sobre o resultado -

SELIC (159.159 ) (198.948 ) (238.738 )

IPCA Empréstimos obtidos 531.933 25.267 31.584 37.900

Impacto sobre o resultado - IPCA 25.267 31.584 37.900

IMPACTO SOBRE RESULTADO -

APRECIAÇÃO DE ÍNDICES (2.154.128 ) (2.692.659 ) (3.231.191 )

F-194

Page 415: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

(1) Premissas adotadas:

Provável 25% 50%

CDI 9,50 % 11,88 % 14,25 %

IPCA 4,75 % 5,94 % 7,13 %

TJLP 7,50 % 9,38 % 11,25 %

IGPM 4,71 % 5,89 % 7,07 %

SELIC 9,50 % 11,88 % 14,25 %

• risco de desvalorização das taxas de juro:

Efeito sobre o resultado - receita (despesa)

Saldo em 31/12/2016

Cenário I - Provável 2017(1)

Cenário II (-25%)(1)

Cenário III (-50%)(1)

CDI Empréstimos obtidos 12.701.548 (1.206.647 ) (904.985 ) (603.324 )

Impacto sobre o resultado - CDI (1.206.647 ) (904.985 ) (603.324 )

TJLP Empréstimos obtidos 10.063.827 (754.787 ) (566.090 ) (377.394 )

Debêntures emitidas 201.375 (15.103 ) (11.327 ) (7.552 )

Impacto sobre o resultado - TJLP (769.890 ) (577.418 ) (384.945 )

IGPM Leasing comercial 1.169.504 (55.084 ) (41.313 ) (27.542 )

Empréstimos concedidos 241.721 11.385 8.539 5.693

Impacto sobre o resultado - IGPM (43.699 ) (32.774 ) (21.849 )

SELIC Empréstimos obtidos 1.675.353 (159.159 ) (119.369 ) (79.579 )

Impacto sobre o resultado - SELIC (159.159 ) (119.369 ) (79.579 )

IPCA Empréstimos obtidos 531.933 25.267 18.950 12.633

Impacto sobre o resultado - IPCA 25.267 18.950 12.633

IMPACTO NO RESULTADO - DEPRECIAÇÃO DE ÍNDICES (2.154.128 ) (1.615.596 ) (1.077.064 )

(1) Premissas adotadas:

Provável -25% -50%

CDI 9,50 % 7,13 % 4,75 %

IPCA 4,75 % 3,56 % 2,38 %

TJLP 7,50 % 5,63 % 3,75 %

IGPM 4,71 % 3,53 % 2,36 %

SELIC 9,50 % 7,13 % 4,75 %

De acordo com os contratos de swap de taxa de juros, a Empresa concorda em trocar a diferença entre valores fixos e de taxa de juros

flutuantes calculados a partir do valor nocional acordado. Estes contratos permitem que a Empresa mitigue o risco de uma alteração

nas taxas de juros no valor justo da dívida emitido à taxa de juros fixos, e na exposição dos fluxos de caixa para a dívida de taxa

flutuante emitida. O valor justo de swaps de taxa de juros no final do exercício e o risco de crédito inerente a esse tipo de contrato são

demonstrados a seguir. A taxa média de juros é baseada em saldos devedores a pagar no final do exercício.

A tabela a seguir demonstra o valor do principal e o prazo remanescente para os contratos de swap de taxa de juros em circulação no

final do período de referência:

Page 416: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Montantes contratados Valores Justos

Tipo Transação (nominais) Taxas usadas Vencimento 31/12/2016 31/12/2015

Libor X Antes dos impostos 03/2011 50.000 3,2780 % 10/08/2020 (2.642 ) (5.497 )

Libor X Antes dos impostos 04/2011 100.000 3,3240 % 10/08/2020 (5.437 ) (11.266 )

Libor X Antes dos impostos 09/2012 25.000 1,6795 % 27/11/2020 157 (226 )

Libor X Antes dos impostos 10/2012 25.000 1,6295 % 27/11/2020 211 (133 )

Libor X Antes dos impostos 11/2012 75.000 1,6285 % 27/11/2020 636 (394 )

Libor X Antes dos impostos 12/2012 75.000 1,2195 % 29/11/2017 82 (307 )

Libor X Antes dos impostos 13/2012 75.000 1,2090 % 29/11/2017 88 (286 )

Libor X Antes dos impostos 14/2012 50.000 1,2245 % 29/11/2017 53 (211 )

Libor X Antes dos impostos 15/2012 50.000 1,1670 % 29/11/2017 73 (134 )

Libor X Antes dos impostos 16/2012 50.000 1,1910 % 29/11/2017 65 (166 )

Libor X Antes dos impostos 17/2012 50.000 1,2105 % 29/11/2017 58 (192 )

Libor X Antes dos impostos 18/2012 25.000 1,1380 % 29/11/2017 42 (47 )

TOTAL 650.000 (6.614 ) (18.860 )

F-195

Page 417: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As operações classificadas como hedge de fluxo de caixa geraram no período fiscal um resultado positivo global de R$ 11.684 no ano.

(Resultado negativo de R$ 468 em 31 de dezembro de 2015).

Com a designação de swaps de contabilização de hedge, no exercício findo em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu

R$ 14.160 em despesas financeiras relacionadas com swaps. (R$ 20.996 em 31 de dezembro de 2015).

43.3.3 - Risco de preço - commodities

Em 2004, a subsidiária Eletronorte assinou contratos de longo prazo para o fornecimento de energia elétrica para três de seus principais

clientes. Parte da receita desses contratos de longo prazo está associada ao pagamento de um ágio relacionado ao preço internacional do

alumínio, cotado na Bolsa de Metais de Londres (LME) como um ativo de referência na determinação de ágios mensais.

O ágio pode ser considerado como um componente de um contrato híbrido (combinado), que inclui um contrato não derivado que

abriga um derivado, de modo que o fluxo de caixa do instrumento combinado varia em algumas circunstâncias, como se fosse um

derivado isolado.

A seguir estão os detalhes do contrato:

Data do Contrato

CLIENTE Inicial Final Volume médio em Megawatts (MW)

Albrás 01/07/2004 31/12/2024 750 através de 31/12/2006 e 800

começando em 01/01/2007

BHP 01/07/2004 31/12/2024 315 MW

Estes contratos incluem o conceito de um teto e piso relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O limite de preço máximo e

mínimo na LME são US$ 2.773,21/ton. e US$ 1.450,00/ton, respectivamente.

Para atribuir um valor justo à parte híbrida de um contrato, é necessário identificar os principais componentes que quantificam o valor

cobrado mensalmente. As principais variáveis do contrato são: a quantidade de energia vendida (MWh*), o preço atribuído à LME e a

taxa de câmbio no período de faturamento.

Considerando que o ágio está associado ao preço da matéria prima alumínio na LME, é possível atribuir um valor de mercado destes

contratos. O preço LME foi citado em dezembro de 2016 em US$ 1.722,17/ton, o que representou uma variação positiva de 15,17%

em relação ao preço em Dezembro de 2015, que foi de US$ 1.495,35/ton.

No mesmo ano da análise, o real valor perdeu frente ao dólar, com a taxa de câmbio passando de R$ 3,87 para R$ 3,35. A diminuição

do preço do alumínio contribuiu para minimizar o valor de mercado esperado de derivados, compensando a desvalorização do dólar no

período.

A perda na operação com derivativos em 2016 foi de R$ 182.462 (ganhos em 31/12/2014 R$ 213.599) e é mostrado na demonstração

de resultados.

F-196

Page 418: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

* Informações não auditadas pelos auditores independentes

a) - Análise de sensibilidade em derivativos embutidos indexados ao preço do alumínio

As análises de sensibilidade foram realizadas em contratos de fornecimento de energia para os consumidores intensivos Albras e BHP,

uma vez que eles têm uma cláusula contratual que relaciona o ágio à variação no preço do alumínio no mercado internacional.

Desta forma, a sensibilidade foi obtida para estes contratos híbridos para a variação do preço do prêmio ganho, conforme a tabela

abaixo. Os componentes de volatilidade no ágio são basicamente: preço do alumínio primário na LME, a taxa de câmbio e a taxa CDI

(Depósito Interbancário). É possível constatar abaixo o impacto de cada cenário sobre os resultados da empresa.

Para o cenário II (redução de 50%) o preço esperado por tonelada de alumínio oferecido na LME está abaixo do preço mínimo para a

determinação do ágio do contrato (US$ 1.450), portanto, o valor é zerado, afetando a avaliação pelo valor de mercado do derivativo

embutido.

Quanto à variação obtida entre os cenários III e IV (aumento de 25% e 50%), a grande variação constatada decorre da aplicação das

referidas porcentagens à taxa de câmbio, preço do alumínio, e CDI.

As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das

mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em

avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise

considerado.

Saldo em 31/12/2016

Cenário I (+25%) Índices e Preços

Cenário II (+50%) Índices e Preços

228.773 686.496 886.555

43.3.4 - Risco de crédito

Este risco é oriundo da possibilidade da Empresa e suas controladas sofrerem perdas decorrentes de uma dificuldade em realizar seus

recebíveis de clientes e de instituições financeiras contrapartes em operações inadimplentes.

Por meio de suas controladas, a Empresa opera nos mercados de geração e transmissão de energia elétrica, suportados por contratos

assinados em um ambiente regulado. A Empresa busca minimizar os riscos de crédito por meio de mecanismos de garantia

envolvendo recebíveis de clientes, e quando aplicável, por meio de garantias bancárias. No setor de distribuição, a Empresa, por meio

de suas controladas, monitora as taxas de inadimplência, analisando detalhes sobre seus clientes.

O risco de crédito relativo a contas a receber de clientes (ver nota 7) concentra-se em atividades de distribuição, no montante de

R$ 2.395.918 ou 38% (R$ 2.178.241 ou 35% em 31 de dezembro de 2015) do saldo devedor no final do exercício em 31 de dezembro

de 2016, e sua principal característica é o alto nível de difusão, uma vez que considera um volume significativo de vendas a

consumidores residenciais.

F-197

Page 419: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

No que diz respeito aos recebíveis de empréstimos concedidos (ver nota 8), com exceção da operação financeira com a subsidiária

conjunta de Itaipu, cujo risco de crédito é baixo devido à inclusão do custo de empréstimos na taxa de comercialização de energia da

subsidiária conjunta, conforme definido nos termos do Tratado Internacional firmado entre os governos do Brasil e do Paraguai, a

concentração de risco de crédito com qualquer outra contraparte individual não superou 5% do saldo devedor durante o ano.

A disponibilidade de caixa excedente é investida em fundos não-mercantis exclusivos, de acordo com os regulamentos específicos do

Banco Central do Brasil. Este fundo é composto inteiramente de títulos do governo custodiados pela Selic, sem exposição ao risco da

contraparte.

Em qualquer relacionamento com instituições financeiras, a Empresa tem a prática de realizar operações apenas com instituições de

baixo risco, a critério das agências de classificação, e que atendem aos requisitos de capital pré-definidos e formalizados. Além disso,

os limites de crédito são definidos, os quais são revisados periodicamente.

Quando as operações de derivativos são realizadas no mercado de balcão, elas contêm riscos de contraparte que, dados os problemas

apresentados pelas instituições financeiras em 2008 e 2009, são relevantes. Para mitigar este risco, a Empresa instituiu uma norma de

certificação para as instituições financeiras, a fim de realizar as operações de derivativos. Esta norma define critérios relacionados ao

tamanho, classificação e especialidade no mercado de derivativos, a fim de selecionar as instituições que podem realizar operações

com a Empresa. Atualmente, a Empresa seleciona as 20 melhores instituições financeiras duas vezes por ano, com base nos critérios

mencionados, como instituições credenciadas para realizar operações de derivativos com a Empresa. Além disso, a empresa

desenvolveu uma metodologia para controlar a exposição às instituições credenciadas, que define limites ao volume de operações a

serem realizadas com cada uma.

A Empresa monitora o risco de crédito de suas operações de swap, de acordo com a IFRS 13, mas não considera o risco de

incumprimento no saldo do valor justo de cada derivado pois, com base na exposição líquida ao risco de crédito, a Empresa pode

registrar sua carteira de swap nos livros, dada a operação não-forçada entre as partes na data de valorização. A Empresa considera o

risco de incumprimento apenas na análise de simulação retrospectiva de cada relacionamento designado para contabilidade de

cobertura.

Além disso, a Empresa está exposta ao risco de crédito relativo a garantias financeiras concedidas aos bancos pela Controladora.

A exposição máxima da Empresa é o valor máximo que a Empresa terá de pagar caso a garantia seja executada.

43.3.5 - Risco de liquidez

As necessidades de liquidez da Empresa e de suas controladas são de responsabilidade do Tesouro e Departamentos de Angariação de

Fundos, que monitoram continuamente fluxos de caixa de curto, médio e longo prazo, ambos estimados e realizados, buscando evitar

possíveis discrepâncias e resultando em perdas financeiras e requisitos de liquidez de garantia para as necessidades operacionais.

A tabela abaixo analisam os passivos financeiros não derivativos da Eletrobras por faixa de vencimento, para o período remanescente

no balanço patrimonial até a data de vencimento contratual. Os juros das obrigações contratuais também são contratuais de

reembolso/vencimento é baseada na data mais recente em que a Eletrobras deve quitar as respectivas obrigações, quand for o caso.

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Page 420: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016

Fluxo de pagamento

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante) Até 1 ano 1 a 2 anos 2 a 5 anos Mais de 5 anos Total

Mensurados pelo Custo Amortizado 20.420.991 19.541.472 25.956.948 12.925.271 78.844.681

Fornecedores 9.659.301 3.518.140 3.487.328 2.777.352 19.442.121

Empréstimos e financiamentos 9.440.941 15.718.925 21.822.739 8.297.782 55.280.386

Debêntures 12.442 10.300 41.200 137.433 201.375

Obrigações de ressarcimento 1.167.503 152.339 146.051 1.217.923 2.683.816

Arrendamento mercantil 136.662 139.524 418.571 474.748 1.169.504

Concessões a pagar UBP 4.142 2.244 41.060 20.033 67.479

Medido a Valor Justo através de lucro/perda 6.946 43.685 - - 50.631

Instrumentos derivativos 6.946 43.685 - - 50.631

31/12/2015

Fluxo de pagamento

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante) Até 1 ano 1 a 2 anos 2 a 5 anos Mais de 5 anos Total

Mensurados pelo Custo Amortizado 18.331.212 19.570.442 28.492.678 23.999.600 90.393.931

Fornecedores 10.128.507 3.163.442 3.195.654 3.090.325 19.577.928

Empréstimos e financiamentos 7.312.379 16.138.249 24.723.419 17.884.178 66.058.224

Debêntures 357.226 31.668 57.202 116.378 562.474

Obrigações de ressarcimento 396.208 145.399 137.252 2.200.727 2.879.586

Arrendamento mercantil 132.972 91.684 339.679 687.820 1.252.155

Concessões a pagar UBP 3.920 - 39.472 20.172 63.564

Medido a Valor Justo através de lucro/perda 20.608 78.521 - - 99.129

Instrumentos derivativos 20.608 78.521 - - 99.129

Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa estava em situação de déficit de capital de giro (ou seja, o passivo circulante total

consolidado excede o total do ativo circulante consolidado). Para corrigir a situação atual de deficiência de capital de giro da Empresa,

o Conselho de Administração da Empresa aprovou um plano de negócios estratégico com o objetivo de reduzir investimentos,

privatizar as empresas de distribuição, vender propriedades administrativas, vender algumas SPEs, estruturar uma estratégia de

planejamento tributário para otimizar os impostos da Empresa e melhorar o uso de créditos fiscais, implementar um plano de

desligamento voluntário e criar um centro de serviços compartilhados.

43.4 - Derivativos embutidos relacionados a debêntures conversíveis em ações

A subsidiária Eletronorte celebrou um contrato para a emissão de debêntures, em junho de 2011, e a liberação de recursos a partir de

2013, juntamente com o Banco da Amazônia S.A. (BASA), que administra os recursos do Fundo de Desenvolvimento da Amazônia

(FDA), para arrecadar fundos para a implementação do projeto.

Como este contrato tinha uma cláusula referente à opção de converter essas debêntures em ações da Empresa, com limite de 50% das

debêntures emitidas, o parecer da Sudam é que é possível atribuir um valor para o montante que seria atribuído à Sudam, se essa

conversão fosse feita.

Para determinar o valor, foi feita uma avaliação da empresa anteriormente investida, pela estimativa do valor de suas ações e o valor

atual do contrato, utilizando parâmetros para a determinação do valor do derivativo.

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Page 421: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

O ganho apurado no período findo em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 36.252 (ganho de R$ 27.292 em 31 de dezembro de 2015) e é

apresentado na demonstração de resultado do período.

43.4.1 - Análises de Sensibilidade

As análises de sensibilidade dos contratos de debêntures foram realizadas, uma vez que há uma cláusula contratual que se refere à

opção de converter essas debêntures em ações da subsidiária Eletronorte.

Na análise a seguir, foram considerados diferentes cenários para a TJLP (taxa de juros de longo prazo), com os impactos

correspondentes sobre os resultados da Empresa. Para a análise de sensibilidade, para um cenário relevante, foram utilizadas

estimativas e/ou expectativas para 2016 e 2017, que foram, basicamente fundamentadas em pressupostos macroeconômicos obtidos a

partir do relatório FOCUS, distribuídos pelo Banco Central.

As análises de sensibilidade foram realizadas para a curva de pagamentos de serviço de dívida do Fundo de Desenvolvimento da

Amazônia (FDA), uma vez que este possui uma cláusula contratual referente à opção de converter 50% das ações da Empresa na data

de liquidação real de ações.

De acordo com o IAS 39, os contratos híbridos com elementos voláteis associados, sejam índices de preços e/ou commodities, devem

ser avaliados pelo valor de mercado. Desta forma, as demonstrações contábeis demonstrarão o valor justo da operação em cada data de

avaliação.

Assim, foi sensibilizada uma variação em relação à expectativa de realização da TJLP.

É possível verificar, abaixo, o impacto de cada cenário sobre os resultados da Empresa.

Saldo em 31 de dezembro

Cenário I (-25%) Índices e Preços

Cenário II (-50%) Índices e Preços

Cenário I (+25%) Índices e Preços

Cenário II (+50%) Índices e Preços

2016 44.017 37.488 30.774 50.122 55.673

O lucro líquido por ação é calculado através do ajuste da quantidade média ponderada de ações ordinárias em circulação, a fim de

assumir a conversão de todas as ações ordinárias dilutivas em potencial. A Empresa possui apenas uma categoria de ações ordinárias

dilutivas em circulação: dívida conversível (empréstimos compulsórios). Assume-se que a dívida conversível foi convertida em ações

ordinárias e que o lucro líquido é ajustado para eliminar a despesa financeira menos o efeito fiscal.

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Page 422: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 44 - INFORMAÇÕES POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

As informações dos segmentos operacionais, correspondentes a 31 de dezembro de 2016, 31 de dezembro de 2015 e

31 de dezembro de 2014, são as seguintes:

31/12/2016

Geração Transmissão

Gestão

Regime de Exploração Sistema O&M

Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição

Eliminação entre

segmentos Total

Receita operacional líquida 177.405 16.084.829 1.626.261 1.604.010 31.951.699 11.591.536 (2.286.887 ) 60.748.853

Custos e despesas operacionais (16.363.987 ) (15.152.642 ) (2.558.582 ) (2.516.547 ) (4.842.825 ) (18.906.149 ) 14.498.405 (45.842.327 )

Resultado operacional antes do

resultado financeiro (16.186.582 ) 932.187 (932.321 ) (912.537 ) 27.108.874 (7.314.613 ) 12.211.518 14.906.526

Lucro/perda financeira (978.970 ) (1.743.807 ) (619.292 ) (179.444 ) 306.918 (2.658.306 ) (56.410 ) (5.929.311 )

Lucro/perda em Participações

Societárias 21.251.801 - - - - - (18.046.290 ) 3.205.511

Imposto de renda e contribuições

sociais (67.593 ) 532.531 165.617 (167.351 ) (8.974.023 ) - - (8.510.819 )

Lucro Líquido (Prejuízo) do período 4.018.656 (279.089 ) (1.385.996 ) (1.259.332 ) 18.441.769 (9.972.919 ) (5.891.182 ) 3.671.906

31/12/2015

Geração Transmissão

Gestão

Regime de Exploração Sistema O&M

Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição

Eliminação entre

segmentos Total

Receita operacional líquida 348.022 15.374.584 1.747.836 1.839.339 3.826.056 11.470.843 (2.017.842 ) 32.588.838

Custos e despesas operacionais (8.777.628 ) (18.881.866 ) (1.586.974 ) (3.253.891 ) (4.008.317 ) (13.603.990 ) 7.484.381 (42.628.284 )

Resultado operacional antes do

resultado financeiro (8.429.606 ) (3.507.282 ) 160.862 (1.414.552 ) (182.261 ) (2.133.147 ) 5.466.539 (10.039.446 )

Lucro/perda financeira 3.958.904 (1.281.380 ) (656.829 ) (573.184 ) (240.949 ) (2.831.624 ) (73.962 ) (1.699.024 )

Lucro/perda em Participações

Societárias (6.091.974 ) - - - - - 6.623.420 531.446

Imposto de renda e contribuições

sociais (870.858 ) (126.772 ) 89 256.947 19.553 10.929 - (710.112 )

Lucro Líquido (Prejuízo) do

período (11.433.534 ) (4.915.434 ) (495.878 ) (1.730.789 ) (403.657 ) (4.953.842 ) 12.015.997 (11.917.136 )

31/12/2014

Geração Transmissão

Gestão

Sistema de Exploração Sistema O&M

Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição

Eliminação entre

segmentos Total

Receita operacional líquida 81.591 15.539.810 1.555.217 1.998.366 2.979.323 9.390.777 (1.407.277 ) 30.137.807

Custos e Despesas Operacionais (9.115.663 ) (12.882.939 ) (1.755.679 ) (1.911.569 ) (2.791.777 ) (7.666.904 ) 2.143.267 (33.981.263 )

Banco (9.034.072 ) 2.656.871 (200.462 ) 86.797 187.546 1.723.873 735.990 (3.843.456 )

Receitas financeiras 2.463.318 (135.757 ) 420.005 (270.551 ) (30.111 ) (1.739.995 ) (12.284 ) 694.625

Rendimento do capital próprio (1.575.940 ) - - - - - 267.636 (1.308.304 )

Imposto de renda e contribuição

social (242.095 ) (2.690.448 ) (1.308.867 ) 3.422.263 (903.792 ) 22.421 - (1.700.518 )

Lucro líquido (perda) do exercício (8.388.789 ) (169.334 ) (1.089.324 ) 3.238.509 (746.357 ) 6.299 991.342 (6.157.653 )

A coluna de eliminação entre segmentos é representada pelos ajustes ocorridos entre os segmentos para conciliar os segmentos

reportáveis com o resultado da Empresa nos exercícios apresentados. Os valores apresentados acima estão substancialmente

relacionados aos resultados do método de equivalência patrimonial nas coligadas nos montantes de R$ 18.046.290 em 2016,

R$ 6.623.420 em 2015 e R$ 267.636 em 2014, e o reconhecimento de passivos não financiados sobre participações em controladas

nos valores de R$ 12.155.108 em 2015, R$ 5.392.577 em 2015 e R$ 831.851 em 2014.

F-201

Page 423: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

As eliminações entre segmentos relacionadas às receitas e despesas de juros estão apresentadas na tabela abaixo. Não há conciliações

de diferentes políticas contábeis.

Para melhorar a apresentação de nossos resultados financeiros, reclassificamos os resultados das operações de geração de nossas

controladas Amazonas D e Boa Vista para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, para o segmento de distribuição.

Rendimentos e despesas de juros por segmento:

31/12/2016

Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total

Receita de juros 3.479.762 28.623 36.498 - (2.390.873 ) 1.154.010

Despesas de juros (2.613.556 ) (1.744.244 ) (1.101.056 ) (3.579.897 ) 2.662.917 (6.375.836 )

Total 866.206 (1.715.621 ) (1.064.558 ) (3.579.897 ) 272.044 (5.221.826 )

31/12/2015

Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total

Receita de juros 3.007.812 25.755 34.199 - (1.939.360 ) 1.128.406

Despesas de juros (2.456.810 ) (1.418.341 ) (1.062.270 ) (3.268.435 ) 1.865.398 (6.340.458 )

Total 551.002 (1.392.586 ) (1.028.071 ) (3.268.435 ) (73.962 ) (5.212.052 )

31/12/2014

Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total

Receita de juros 2.410.701 24.682 34.139 - (1.398.415 ) 1.071.107

Despesas de juros (1.510.250 ) (993.809 ) (817.066 ) (1.521.002 ) 1.393.393 (3.448.734 )

Total 900.451 (969.127 ) (782.927 ) (1.521.002 ) (5.022 ) (2.377.627 )

Receita de consumidores externos por segmento:

31/12/2016

Geração Transmissão Distribuição Total

Suprimento (venda) de Eletricidade 12.885.622 - - 12.885.622

Fornecimento de Eletricidade 2.945.506 - 15.208.202 18.153.708

Eletricidade a curto prazo 1.242.016 - - 1.242.016

CVA e outros itens financeiros - - (339.405 ) (339.405 )

Efeito Financeiro de Itaipu (346.638 ) - - (346.638 )

Receitas de operação e manutenção 2.178.699 2.975.690 - 5.154.389

Receita de construção 41.316 1.174.703 1.165.611 2.381.630

Financeiro - Retorno sobre o investimento - 29.406.261 - 29.406.261

Total da receita bruta 18.946.521 33.556.654 16.034.408 68.537.583

31/12/2015

Geração Transmissão Distribuição Total

Suprimento (venda) de Eletricidade 12.310.243 - - 12.310.243

Fornecimento de Eletricidade 3.571.809 - 14.835.424 18.407.233

Eletricidade a curto prazo 1.811.552 - - 1.811.552

CVA e outros itens financeiros - - 324.120 324.120

Efeito Financeiro de Itaipu 234.425 - - 234.425

Receitas de operação e manutenção 1.882.637 2.695.611 - 4.578.248

Receita de construção 148.403 2.077.616 1.011.518 3.237.537

Financeiro - Retorno sobre o investimento - 838.087 - 838.087

Total da receita bruta 19.959.069 5.611.314 16.171.062 41.741.445

F-202

Page 424: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2014

Geração Transmissão Distribuição Total

Suprimento (venda) de energia 12.213.839 - - 12.213.839 Suprimento de energia 3.317.103 - 7.310.337 10.627.440 Energia a curto prazo 3.817.976 - - 3.817.976 CVA e outros itens financeiros - - 1.339.294 1.339.294 Efeito financeiro Itaipu (97.740 ) - - (97.740 ) Rendimentos de operação e manutenção 1.803.127 2.201.268 - 4.004.395 Rendimento de construção 240.040 1.786.195 873.413 2.899.648 Financeiro - Retorno do investimento - 714.409 - 714.409

Total da receita bruta 21.294.345 4.701.872 9.523.044 35.519.261

Receita entre segmentos:

31/12/2016

Gestão Geração Transmissão Total

Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de

distribuição - 1.127.914 - 1.127.914

Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de

geração - 726.513 - 726.513

Receita de Transmissão - O&M do segmento de

geração - - 286.936 286.936

Receita de Transmissão - O&M do segmento de

distribuição - - 123.727 123.727

Receita de juros, segmento de geração 552.746 - - 552.746

Receita de juros, segmento de transmissão 836.583 - - 836.583

Receita de juros, segmento de distribuição 1.001.544 - - 1.001.544

Total 2.390.873 1.854.427 410.663 4.655.963

31/12/2015

Gestão Geração Transmissão Total

Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de

distribuição - 928.993 - 928.993 Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de

geração - 486.478 - 486.478 Receita de Transmissão - O&M do segmento de

geração - - 307.418 307.418 Receita de Transmissão - O&M do segmento de

distribuição - - 112.893 112.893 Receita de juros, segmento de geração 477.484 - - 477.484 Receita de juros, segmento de transmissão 757.365 - - 757.365 Receita de juros, segmento de distribuição 704.511 - - 704.511

Total 1.939.360 1.415.471 420.311 3.775.142

31/12/2014

Gestão Geração Transmissão Total

Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de distribuição - 306.695 - 306.695 Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de geração - 698.061 - 698.061 Receita de Transmissão - O&M do segmento de geração - - 338.374 338.374 Receita de Transmissão - O&M do segmento de distribuição - - 64.147 64.147 Receita de juros, segmento de geração 252.750 - - 252.750 Receita de juros, segmento de transmissão 638.405 - - 638.405 Receita de juros, segmento de distribuição 507.260 - - 507.260

Total 1.398.415 1.004.756 402.521 2.805.692

F-203

Page 425: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Adições ao ativo não circulante por segmento:

31/12/2016

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Imobilizado 186.369 2.290.771 - - 2.477.140

Intangíveis 58.993 54.981 500 38.073 152.547

Total 245.362 2.345.752 500 38.073 2.629.687

31/12/2015

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Imobilizado 230.633 3.909.258 - - 4.139.891

Intangíveis 61.331 52.811 87.463 182.703 384.308

Total 291.964 3.962.069 87.463 182.703 4.524.199

31/12/2014

Gestão Geração Distribuição Total

Imobilizados 205.164 2.596.694 - 2.801.858

Intangíveis 75.524 19.575 34.844 129.943

Total 280.688 2.616.269 34.844 2.931.801

Ativos não circulantes por segmento:

31/12/2016

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Ativos não circulantes

Imobilizado 1.848.030 24.065.771 - 899.124 26.812.925

Intangíveis 419.775 151.877 83.837 106.249 761.738

Total 2.267.805 24.217.648 83.837 1.005.373 27.574.663

31/12/2015

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Ativos não circulantes

Imobilizado 1.774.081 26.748.578 - 956.821 29.479.480

Intangíveis 452.068 146.173 88.392 248.518 935.151

Total 2.226.149 26.961.916 88.392 1.205.339 30.481.796

31/12/2014

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Ativos não circulantes

Imobilizado 1.781.051 28.309.979 - 1.014.518 31.105.549

Intangíveis 502.737 500.285 4.558 357.791 1.365.371

Total 2.283.788 28.810.264 4.558 1.372.309 32.470.920

F-204

Page 426: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Ativos por segmento:

31/12/2016

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Depreciação e amortização 201.993 1.562.407 3.510 75.875 1.843.785

Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - 1.904.749 (729.564 ) 1.019.313 2.194.498

Provisão para valor recuperação ativos (impairment) (1.852 ) 3.396.523 2.363.556 (221.165 ) 5.537.062

Total 200.142 6.863.679 1.637.502 874.023 9.575.346

31/12/2015

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Depreciação e amortização 189.085 1.242.709 3.728 407.078 1.842.600

Provisão para valor recuperação ativos (impairment) (1.663 ) 5.470.206 336.762 22.328 5.827.633

Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - 102.518 263.959 - 366.477

Total 187.422 6.815.433 604.449 429.406 8.036.710

31/12/2014

Gestão Geração Transmissão Distribuição Total

Depreciação e amortização 205.016 1.255.492 32 316.756 1.777.296

Provisão para valor recuperação ativos (impairment) 13.935 5.470.206 336.762 22.328 5.843.231

Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - (1.577.072 ) (243.182 ) (295.259 ) (2.115.513 )

Total 218.951 5.148.626 93.612 43.825 5.505.014

F-205

Page 427: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 45 - TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A principal empresa de controle da Empresa é a União (o Governo Federal), que detém 51% das ações ordinárias da Empresa (Ver

Nota 35).

As transações da Empresa com suas controladas, e sociedades de propósito específico são realizadas a preços e condições que são

definidas pelas partes, que levam em consideração os termos que poderiam ser aplicadas no mercado com partes não relacionadas.

Entre as principais operações que ocorreram com partes relacionadas, gostaríamos de salientar empréstimos e financiamentos

concedidos com as condições acima mencionadas e/ou de acordo com a legislação específica sobre a matéria. As outras operações

foram baseadas levando também em consideração as condições que poderiam ser usuais no mercado.

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

PODER PÚBLICO FEDERAL

Clientes 2.245 - - 19.535 - -

Outros ativos 1.991 - - - - -

Empréstimos e financiamentos a pagar - 31.483.757 - - 19.833.145 -

Fornecedores (BR Distribuidora) - 5.937.476 - - 3.773.502 -

Obrigações de reembolso (RBNI) - 700.582 - - - -

Outra Receita - - 51.403 - - 96.432

4.236 35.660.802 51.403 19.535 23.606.647 96.432

TESOURO NACIONAL Obrigações - 2.705.947 - - 3.940.898 -

- 2.705.947 - - 3.940.898 -

NORTE BRASIL

Clientes 203 - - - - -

Fornecedores - 1.538 - - 1.459 -

Receita financeira - - 1.035 - - -

Outras despesas - - (14.267 ) - - (14.636 )

203 1.538 (13.232 ) - 1.459 (14.636 )

ETAU

Outras contas a receber 10 - - 9 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 5.616 - - 257 - -

Fornecedores - 4 - - 3 -

Receita de serviços prestados - - 928 - - 350

Outra Receita - - 10 - - 9

Encargos de uso de rede elétrica - - (43 ) - - (38 )

5.626 4 895 266 3 321

ESBR

Clientes 9.487 - - 4.526 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 535.200 - - 141.400 - -

Fornecedores - 17.630 - - 27.876 -

Energia comprada para revenda - 17.206 - - - -

Despesas, energia adquirida - - (399.299 ) - - (219.637 )

Receita de uso de Energia Elétric - - 48.206 - - -

Outra Receita - - 7.369 - - -

Despesas Financeiras - - (15.484 ) - - -

544.687 34.836 (359.208 ) 145.926 27.876 (219.637 )

COSTA OESTE

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 300 - - 1.713 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital - - - - - -

Fornecedores - 1 - - 1 -

Encargos de uso de rede elétrica - - (12 ) - - (10 )

300 1 (12 ) 1.713 1 (10 )

TSBE - Transmissora Sul Brasileira

de Energia S.A.

Outras contas a receber 8 - - 11 - -

Fornecedores - 7 - - 7 -

Receita de serviços prestados - - 2.736 - - 12.557

Outra Receita - - 83 - - 76

Encargos de uso de rede elétrica - - (82 ) - - (70 )

8 7 2.737 11 7 12.563

LIVRAMENTO

Clientes 153 - - - - -

Outras contas a receber 213 - - - - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 220.027 - - 173.860 - -

Outros ativos 64.310 - - 64.310 - -

Receita de serviços prestados - - 659 - - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 256 - - -

Encargos de uso de rede elétrica - - - - - (2 )

Outra Receita - - - - - 179

284.703 - 915 238.170 - 177

Clientes 51 - - - - -

SANTA VITÓRIA

Outras contas a receber 581 - - - - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 37.946 - - 36.492 - -

Outros ativos 29.400 - - 29.400 - -

Receita de serviços prestados - - 919 - - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 632 - - -

Outra Receita - - 158 - - -

67.978 - 1.709 65.892 - -

MARUMBI

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 880 - - - - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a 961 - - 775 - -

Page 428: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

receber

Fornecedores - 2 - - 2 -

Outra Receita - - - - - 14

Encargos de uso de rede elétrica - - (23 ) - - (8 )

1.841 2 (23 ) 775 2 6

CHUÍ

Clientes 28 - - 431.913 - -

Outras contas a receber 288 - - - - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 431.913 - - - - -

Receita de serviços prestados - - 1.041 - - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 356 - - -

432.229 - 1.397 431.913 - -

F-206

Page 429: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

TDG

A receber 225 - - 355 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 101.000 - - 101.000 - -

Fornecedores - 115 - - 169 -

Receita de serviços prestados - - 2.688 - - 4.217

Encargos de uso de rede elétrica - - (1.432 ) - - (1.580 )

101.225 115 1.256 101.355 169 2.637

MANAUS TRANSMISSÃO

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 3.934 - - 50 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 415 - - 26.800 - -

Outros ativos 1.067 - - 1.067 - -

Fornecedores - 1.994 - - 1.810 -

Outros passivos - - - - 8 -

Outra Receita - - - - - 2.573

Encargos de uso de rede elétrica - - (1.679 ) - - (20.825 )

5.416 1.994 (1.679 ) 27.917 1.818 (18.252 )

MADEIRA ENERGIA

Outras contas a receber 359.959 - - - - -

Receita financeira - - 55.759 - - -

359.959 - 55.759 - - -

IE MADEIRA

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 30.630 - - 27.589 - -

Fornecedores - 1.547 - - 1.475 -

Contas a pagar - 335 - - 526 -

Receita de serviços prestados - - 199 - - 602

Outras despesas (receita) - - - - - 495

Encargos de uso de rede elétrica - - (51.903 ) - - (53.169 )

30.630 1.882 (51.704 ) 27.589 2.001 (52.072 )

MANAUS CONSTRUÇÃO

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 9.178 - - 9.178 - -

9.178 - - 9.178 - -

STN

A receber 304 - - 273 - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 8.974 - - - - -

Fornecedores - 842 - - 1.042 -

Receita de serviços prestados - - 3.503 - - 3.231

Encargos de uso de rede elétrica - - (9.887 ) - - (10.362 )

9.278 842 (6.384 ) 273 1.042 (7.131 )

INTESA - Integração Transmissora

de Energia S.A.

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 1.172 - - 1.209 - -

Consumidores 548 - - - - -

Outros ativos - - - 317 - -

Fornecedores - 1.577 - - 1.482 -

Outra Receita - - 4.154 - - 3.673

Outras despesas - - (6.300 ) - - -

Encargos de uso de rede elétrica - - (7.719 ) - - (14.503 )

1.720 1.577 (9.865 ) 1.526 1.482 (10.830 )

EAPSA - Energética Águas da

Pedra S.A.

Clientes 190 - - 352 - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 4.743 - - 2.181 - -

Outra Receita - - - - - 1.557

4.933 - - 2.533 - 1.557

SETE GAMELEIRAS

Clientes 9 - - 8 - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 293 - - 437 - -

302 - - 445 - -

S. PEDRO DO LAGO

Clientes 9 - - 36 - -

Outras contas a receber 31 - - - - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 341 - - 371 - -

Receita de serviços prestados - - 341 - - 335

381 - 341 407 - 335

PEDRA BRANCA

Clientes 9 - - 8 - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 757 - - 542 - -

766 - - 550 - -

BRASVENTOS MIASSABA

Clientes 89 - - 152 - -

Outros ativos 75 - - 1 - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 1.415 - - 709

Outra Receita - - - - - 604

164 - 1.415 153 - 1.313

BRASVENTOS EOLO

Clientes 76 - - 129 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 316 - - 316 - -

Outros ativos 64 - - 1 - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 666 - - 605

Outra Receita - - 540 - - 517

456 - 1.206 446 - 1.122

ENERPEIXE

Clientes 285 - - 282 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 26.446 - - 34.686 - -

Fornecedores - 10 - - - -

Page 430: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

Receita de serviços prestados - - 379 - - 13

Receita de uso de Energia Elétrica - - 2.475 - - 2.287

26.731 10 2.854 34.968 - 2.300

TRANSLESTE

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 282 - - - - -

Fornecedores - 179 - - 164 -

Encargos de uso de rede elétrica - - (1.544 ) - - (1.515 )

- 179 (1.544 ) - 164 (1.515 )

TRANSUDESTE

Clientes 15 - - 14 - -

Outras contas a receber 14 - - 13 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 1.256 - - 1.033 - -

Fornecedores - 111 - - 102 -

Receita de serviços prestados - - 169 - - 157

Outra Receita - - 182 - - 165

Encargos de uso de rede elétrica - - (976 ) - - (947 )

1.285 111 (625 ) 1.060 102 (625 )

TRANSIRAPE

Juros sobre capital próprio/dividendos a

receber 678 - - 678 - -

Fornecedores - 111 - - 90 -

Encargos de uso de rede elétrica - - (885 ) - - (739 )

678 111 (885 ) 678 90 (739 )

CENTROESTE

Clientes 8 - - 63 - -

Outras contas a receber 62 - - - - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber 59 - - 59 - -

Fornecedores - 58 - - 54 -

Receita de serviços prestados - - 894 - - 1.068

Outra Receita - - 97 - - 89

Encargos de uso de rede elétrica - - (672 ) - - (645 )

Outras despesas - - (1 ) - - -

129 58 318 122 54 512

BAGUARI

Clientes 23 - - 22 - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a

receber - - - 2.462 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 316 - - 315 - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 212 - - 193

339 - 212 2.799 - 193

F-207

Page 431: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

RETIRO BAIXO

Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 2.107 - - 1.225 - -

Adiantamentos para futuro aumento de capital 1.225 - - - - -

Receita Financeira - - - - - 7.173

3.332 - - 1.225 - 7.173

SERRA FACÃO ENERGIA

Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 80 - - 9.154 - -

Receita de serviços prestados - - 142 - - 154

Outras despesas - - (20 ) - - -

80 - 122 9.154 - 154

CHAPECOENSE

Outros a receber 740 - - 740 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 24.625 - - 22.288 - -

25.365 - - 23.028 - -

INAMBARI Outra Receita - - 34 - - 30

- - 34 - - 30

TRANSENERGIA RENOVÁVEL

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 14.762 - - 13.979 - -

Fornecedores - 64 - - 57 -

Encargos de uso de rede elétrica - - (723 ) - - (706 )

Despesas Financeiras - - (1 ) - - -

14.762 64 (724 ) 13.979 57 (706 )

MGE TRANSMISSÃO

Clientes 16 - - 15 - -

Outras contas a receber 161 - - 148 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 6.547 - - 11.447 - -

Fornecedores - 113 - - 119 -

Receita de serviços prestados - - 1.679 - - 1.685

Outra Receita - - 183 - - 167

Encargos de uso de rede elétrica - - (1.393 ) - - (1.389 )

Despesas Financeiras - - (6 ) - - -

6.724 113 463 11.610 119 463

GOIAS TRANSMISSÃO

Outras contas a receber 254 - - 229 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 17.936 - - 23.857 - -

Fornecedores - 192 - - 204 -

Receita de serviços prestados - - 3.258 - - 2.331

Encargos de uso de rede elétrica - - (2.340 ) - - (2.327 )

Despesas Financeiras - - (9 ) - - -

18.190 192 909 24.086 204 4

TRANSENERGIA GOIAS

Outras contas a receber 29 - - - - -

Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 465 - - - - -

Fornecedores - 22 - - - -

Receita de serviços prestados - - 58 - - -

Outra Receita - - 169 - - -

Encargos de uso de rede elétrica - - (100 ) - - -

494 22 127 - - -

TRANS. SÃO PAULO

Clientes 7 - - 18 - -

Outras contas a receber - - - 83 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 2.557 - - 4.275 - -

Fornecedores - 39 - - 13 -

Receita de serviços prestados - - 1.701 - - 976

Outra Receita - - 198 - - 78

Encargos de uso de rede elétrica - - (336 ) - - (297 )

2.564 39 1.563 4.376 13 757

CALDAS NOVAS

Clientes 15 - - - - -

Outras contas a receber - - - 73 - -

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 1.038 - - 452 - -

Fornecedores - 3 - - 3 -

Receita de serviços prestados - - 891 - - 724

Outra Receita - - 175 - - 160

Encargos de uso de rede elétrica - - (36 ) - - -

1.053 3 1.030 525 3 884

IE GARANHUNS

Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 9.891 - - 5.780 - -

Fornecedores - 529 - - - -

Receita de serviços prestados - - 445 - - -

9.891 529 445 5.780 - -

LUZIÂNIA NIQUELÂNDIA

TRANSMISSORA

Clientes 7 - - 6 - -

Fornecedores - 16 - - - -

Receita de serviços prestados - - 616 - - 110

Outra Receita - - 80 - - 30

Encargos de uso de rede elétrica - - (197 ) - - (105 )

7 16 499 6 - 35

TSLE - Transmissora Sul Litorânea

de Energia S.A.

Outras contas a receber 3 - - 18 - -

Adiantamentos para futuro aumento de capital 87.394 - - 84.847 - -

Fornecedores - 11 - - -

Contas a pagar - - - - 11 -

Receita de serviços prestados - - 812 - - 570

Outra Receita - - 41 - - 51

Encargos de uso de rede elétrica - - (131 ) - - (81 )

87.397 11 722 84.865 11 540

NORTE ENERGIA (Belo Monte)

Clientes 3.965 - - 390 - -

Outros ativos - - - 54 - -

Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 326.671 - -

Receita de serviços prestados - - - - - 39.258

Outra Receita - - 57.119 - - 423

3.965 - 57.119 327.115 - 39.681

F-208

Page 432: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

AETE

Outros ativos 191 - - 24 - -

Fornecedores - 175 - - 160 -

Receita de serviços prestados - - 2.533 - - -

Outra Receita - - - - - 2.251

Outras despesas - - 2.124 - - (2.126 )

191 175 4.657 24 160 125

BRASNORTE

Outros ativos 855 - - 106 - -

Fornecedores - 99 - - 88 -

Outra Receita - - - - - 3.523

Outras despesas - - (1.177 ) - - (1.176 )

855 99 (1.177 ) 106 88 2.347

TME - TRANSMISSORA

MATOGROSSENSE DE

ENERGIA

Clientes 22 - - - - -

Fornecedores - 239 - - 214 -

Outras despesas - - (21 ) - - (2.221 )

22 239 (21 ) - 214 (2.221 )

TRANSNORTE

Clientes 66 - - - - -

Fornecedores - 36 - - 36 -

Outras despesas - - (333 ) - - -

Encargos de uso de rede elétrica - - - - - (186 )

66 36 (333 ) - 36 (186 )

CTEEP

Empréstimos e financiamentos 154 - - 196 - -

Dividendos a receber 1.630 - - 2.187 - -

Outros ativos 641 - - - - -

Direitos de reembolso (RBNI) 39.114 - - - - -

Receita de juros, taxas, encargos e variação

cambial - - 17 - - 17

41.539 - 17 2.382 - 17

EMAE

Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 6.213 - - 1.416 - -

Outras despesas - - 227 - - (89 )

6.213 - 227 1.416 - (89 )

Triângulo Mineiro Trans. S.A.

Outras contas a receber 11 - - 11 - -

Outra Receita - - - - - 25

Receita de serviços prestados - - 198 - - 578

11 - 198 11 - 603

CEPEL Despesas operacionais - - (12.670 ) - - (11.525 )

- - (12.670 ) - - (11.525 )

Paranaíba Transmissora de Energia

S.A.

Outras contas a receber - - - 70 - -

Receita de serviços prestados - - 667 - - 792

Encargos de uso de rede elétrica - - (527 ) - - -

- - 140 70 - 792

FRONTEIRA OESTE (FOTE)

Outras contas a receber 1.822 - - 1.042 - -

Adiantamentos para futuro aumento de capital 16.144 - - 14.155 - -

Receita de serviços prestados - - 777 - - 1.042

Outra Receita - - 15 - - -

Encargos de uso de rede elétrica - - (1 ) - - -

17.966 - 777 15.197 - 1.042

Vale do São Bartolomeu

Transmissora de Energia S.A.

Clientes 12 - - 220 - -

Outras contas a receber 389 - - - - -

Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 7.943 - -

Fornecedores - 7 - - - -

Receita de serviços prestados - - 760 - - 373

Outra Receita - - 515 - - 1.704

Encargos de uso de rede elétrica - - (53 ) - - -

401 7 1.222 8.163 - 2.077

SINOP Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 73.500 - -

- - - 73.500 - -

MATA DE SANTA GENEBRA

Outras contas a receber 1 - - 2 - -

Outra Receita - - 9 - - 292

Outras despesas - - - - - 4

1 - 9 2 - 296

LAGOA AZUL

TRANSMISSORA

Clientes - - - 396 - -

Outras contas a receber 8 - - - - -

Fornecedores - 27 - - - -

Receita de serviços prestados - - 368 - - -

Outra Receita - - 106 - - 395

Taxas sobre a utilização da rede - - (53 ) - - -

8 27 421 9.028 - 395

EÓLICA ITAGUAÇU DA BAHIA

SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

ITAGUAÇU DA BAHIA

ENERGIAS RENOVÁVEIS

Adiantamentos para futuro aumento de capital 67.130 - - 34.300 - -

Receita de serviços prestados - - 1 - - -

67.130 - 1 34.300 - -

EÓLICA VENTOS DE SANTA

LUIZA SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SANTA

MADALENA SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SANTA

MARCELLA SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

F-209

Page 433: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

EÓLICA VENTOS DE SANTA

VERA SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SANTO

ANTONIO SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SÃO

BENTO SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SÃO

CIRILO SPE S.A.

Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SÃO

JOÃO SPE S.A. Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

EÓLICA VENTOS DE SÃO

RAFAEL SPE S.A. Outras despesas - - - - - (1 )

- - - - - (1 )

BELO MONTE

TRANSMISSORA SPE S.A.

Outras contas a receber 553 - - 194.040 - -

Outros ativos 584 - - - - -

Despesas Financeiras - - (288 ) - - (1 )

- - (288 ) - - (1 )

ITAIPU

Empréstimos e financiamentos 10.770.787 - - 14.802.134 - -

Dividendos a receber 4.314 - 1.952 1.952 - -

Receita de juros, taxas, encargos e variação

cambial - - - - - 6.009.406

Despesas de juros, taxas, encargos e

variação cambial - - (1.417.999 ) - - -

10.775.100 - (1.416.047 ) 14.804.087 - 6.009.406

SANTO ANTONIO ENERGIA

Clientes 12.289 - - 9.501 - -

Outros a receber 748 - - 130.253 - -

Receita de serviços prestados - - 3.240 - - 3.005

Receita de uso de Energia Elétrica - - 60.653 - - 43.352

Receita financeira - - 26.747 - - -

Receita da venda de Eletricidade - - 72.051 - - 64.924

Outras despesas - - (723 ) - - -

13.037 - 161.968 139.754 - 111.281

ELETROS

Contribuições a pagar - patrocinador - 31.059 - - 23.555 -

Provisões - 394.035 - - 244.685 -

Contribuições do patrocinados - - (33.156 ) - - (31.693 )

Taxas - - (2.644 ) - - (2.410 )

- 425.094 (35.800 ) - 268.240 (34.103 )

CEEE-GT

Empréstimos e financiamentos - - - 4.883 - -

Direitos de reembolso (RBNI) 15.039 - - - - -

Receitas de juros, taxas e encargos - - 85 - - 607

15.039 - 85 4.883 - 607

ENERGISA MT

Empréstimos e financiamentos 264.723 - - 310.697 - -

Dividendos a receber 396 - - 4.403 - -

Receitas de juros, taxas e encargos - - 29.002 - - 30.911

265.119 - 29.002 315.100 - 30.911

CEMAR

Empréstimos e financiamentos 217.676 - - 275.939 - -

Dividendos a receber 25.506 - - - - -

Receitas de juros, taxas e encargos - - 20.359 - - 28.387

243.182 - 20.359 275.939 - 28.387

LAJEADO ENERGIA Dividendos a receber 9.692 - - 86.589 - -

9.692 - - 86.589 - -

CEB Lajeado

Dividendos a receber - - - 13.980 - -

Receitas de juros, taxas e encargos - - 672 - - -

- - 672 13.980 - -

Paulista Lajeado Dividendos a receber 1.210 - - 3.077 - -

1.210 - - 3.077 - -

CEEE-D

Empréstimos e financiamentos 24.368 - - 28.520 - -

Receitas de juros, taxas e encargos - - 1.854 - - 2.673

24.368 - 1.854 28.520 - 2.673

Empresa Celg de Participações -

CELGPAR

Outros passivos - Mútuo - - - - 117.080 -

Despesas Financeiras - - - - - 7.543

- - - - 117.080 7.543

CELG Geração e Transmissão -

CELG GT

Direitos de reembolso (RBNI) 6.809 - - - - -

Fornecedores - - - - 1.779 -

Outros passivos - - - - 50.355 -

Encargos de uso de rede elétrica - - - - - 13.493

Despesas atuariais - - - - - 484

Despesas Financeiras - - - - - 129

6.809 - - - 52.134 14.106

FOZ DO CHAPECÓ

Clientes 456 - - 434 - -

Outras contas a receber 123 - - - - -

Receita de serviços prestados - - 258 - - 134

Receita de uso de Energia Elétrica - - 5.209 - - 4.672

579 - 5.467 434 - 4.806

F-210

Page 434: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

31/12/2016 31/12/2015

EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA

TIJOA PARTICIPAÇÕES E

INVESTIMENTOS S.A.

Clientes 385 - - 352 - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 4.319 - - 3.739

385 - 4.319 352 - 3.739

CSE CENTRO DE SOLUÇÕES

ESTRATÉGICAS S.A.

Receita de serviços prestados - - - - - 167

- - - - - 167

EMPRESA DE ENERGIA SÃO

MANOEL S.A.

Receita de serviços prestados - - 5.874 - - -

Outras despesas - - - - - (47.905 )

- - 5.874 - - (47.905 )

ENERGIA OLÍMPICA S.A. Outra Receita - - - - - 1

- - - - - 1

TELES PIRES PARTICIPAÇÕES

Despesas Financeiras - - (851 ) - - -

Outras despesas - - - - - (115.412 )

- - (851 ) - - (115.412 )

CIA HIDREL TELES PIRES

Clientes 4.560 - - 1.954 - -

Fornecedores - (531 ) - - - -

Energia comprada para revenda - 7.685 - - - -

Contas a pagar - 6.704 - - 2.218 -

Receita de serviços prestados - - - - - 3.253

Outra Receita - - - - - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 36.105 - - 9.926

Energia comprada para revenda - - (128.858 ) - - (18.614 )

4.560 13.858 (92.753 ) 1.954 2.218 (5.435 )

VAMCRUZ PARTICIPAÇÕES

S.A.

Dividendos - - - 523 - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 43.099 - - 66.892 - -

43.099 - - 67.415 - -

Rei dos Ventos Outra Receita - - 1 - - -

- - 1 - - -

Rei dos Ventos 3 Geradora de

Energia S.A.

A receber 78 - - 75 - -

Receita de uso de Energia Elétrica - - 685 - - 622

78 - 685 75 - 622

CHAPADA DO PIAUÍ I S.A.

A receber 21 - - - - -

Outros ativos 492 - - 14.040 - -

513 - - 14.040 - -

Eólica Serra das Vacas Holding

S.A.

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 9.442 - - 25.005 - -

9.442 - - 25.005 - -

Chapada do Piauí II Holding S.A.

Clientes 29 - - - - -

Adiantamentos para futuro aumento de

capital 35.213 - - - - -

35.242 - - - - -

BARAÚNAS I Dividendos 26 - - - - -

26 - - - - -

MUSSAMBÊ Dividendos 143 - - - - -

143 - - - - -

MORRO BRANCO I Dividendos 62 - - - - -

62 - - - - -

F-211

Page 435: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

NOTA 46 - REMUNERAÇÃO DE PESSOAL-CHAVE

A remuneração do pessoal-chave da Empresa (conselheiros e diretores) é a seguinte:

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014

Remuneração dos Diretores e Administradores 40.228 33.625 28.021

Salários e encargos sociais 8.006 6.511 5.934

Outro 4.045 2.700 1.938

52.279 42.836 35.893

NOTA 47 - EVENTOS SUBSEQUENTES

47.1 - Alienação do controle acionário da CELG Distribuição S.A. - CELG D no leilão de privatização.

Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda das ações da CELG Distribuição S.A. (“CELG D”) entre a

Eletrobras, a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a ENEL BRASIL S/A, conforme o cronograma estabelecido.

A Eletrobras recebeu, nesta data, o valor de R$ 1.065.266 para essa alienação de ativos e reconheceu um ganho na venda no montante

de R$ 1.613.898.

47.2 - Portaria ANEEL nº 84

A ANEEL, por meio da Portaria nº 84, de 13 de janeiro de 2017, determinou que a Eletrobras, na qualidade de administradora,

devolva à Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”) e à Reserva Global de Reversão (“RGR”) o valor histórico de R$ 604.239

decorrente do pagamento da 1ª parcela de reivindicações prevista na Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida

na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, concedida principalmente às empresas de serviços públicos de energia elétrica.

Este montante deve ser atualizado pelos mesmos índices de correção previstos na Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de

1º de novembro de 2012, contados a partir da data em que esses pagamentos foram efetuados até a data da efetiva devolução aos

referidos fundos setoriais. A devolução do valor deverá ser efetuada em 6 (seis) parcelas iguais, mensais, devidamente atualizadas até

a data do efetivo pagamento, a partir de 1º de julho de 2017.

No que se refere aos valores devidos pelas controladas da empresa, aproximadamente R$ 501.000 já estão provisionados em relação

aos valores históricos.

A Eletrobras efetuará a cobrança dos valores devidos pelas concessionárias, incluindo as controladas da Eletrobras, para efetuar a

devolução dos recursos à CDE e RGR, nos termos da Portaria 084 da ANEEL de 13 de janeiro de 2017.

F-212

Page 436: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

47.3 - Aportes de capital nas sociedades investidas da controlada Eletrosul

SPE Evento Valor

Chuí IX AFAC 618

ESBR AFAC 13.600

Fronteira Oeste AFAC 19.380

Hermenegildo I AFAC 729

Hermenegildo II AFAC 729

Hermenegildo III AFAC 1.525

Livramento AFAC 1.439

Teles Pires Capital 12.700

Paraíso AFAC 110

Total 50.830

47.4 - Fundo de Investimento em Direitos de Crédito - FIDC

A subsidiária Eletrosul estruturou a operação de crédito através da emissão de ações do Fundo de Investimento em Direitos de Crédito

Infinity DI (FIDC Infinity DI) no valor de R$ 690.000 vinculado aos recebíveis do Contrato de Concessão de Transmissão da Aneel nº

057/2001, a fim de levantar recursos para alocação ao plano de investimentos da Empresa, o reembolso de despesas, despesas ou

dívidas relacionadas a seus projetos de investimento, bem como ao resgate antecipado de todas as Notas Promissórias da 2ª emissão da

Eletrosul, com vencimento em 2 de março de 2017, no valor total de R$ 289.751. As condições da operação foram aprovadas pelo

Conselho de Administração da Eletrosul em 21 de junho de 2016 e seu pagamento ocorreu em 24 de janeiro de 2017. A oferta pública

de distribuição de ações seniores emitidas pelo FIDC Infinity DI foi registrada na CVM sob o nº CVM/SRE/RFD/2017/001 em

12 de janeiro de 2017. A ANEEL ratificou a operação por meio da Portaria nº 2.854, de 31 de outubro de 2016.

Detalhes do FIDC:

Período de Amortização: 5 anos

Ausência do Principal: 2 anos

Valor contábil das ações seniores: R$ 690 milhões

Valor líquido das ações subordinadas: R$ 60 milhões;

Amortização do principal: personalizado, a partir do 24º mês

Amortização dos juros: mensal

Taxa de Juros das Ações Seniores: Taxa CDI + 2% ao ano

47.5 - Pagamento denotas promissórias (Eletrosul)

Em 25 de janeiro de 2017, a subsidiária Eletrosul efetuou o pagamento das 500 notas promissórias relativas à segunda emissão no

valor total de R$ 289.751 (principal + remuneração).

47.6 - Aprovação da linha de crédito (Eletronorte)

Em 12 de janeiro de 2017, a Administração da Empresa aprovou, por meio da mediação da Eletrobrás, a assunção de empréstimos

junto à Caixa Econômica Federal, no montante de R$ 500.000, com o objetivo de reforçar o fluxo financeiro da Empresa.

F-213

Page 437: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

47.7 - Orçamento anual da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Ratificatória nº 2.202 que aprovou o orçamento para o exercício de 2017 da

conta CDE. O orçamento aprovado pela ANEEL inicialmente não contemplou os valores que foram objeto de renegociação firmada

em 2014 e 2015 entre as distribuidoras Amazonas D, Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras/BR

Distribuidora. Esses Acordos de Reconhecimento de Dívida, denominados “CCDs”, foram previamente autorizados pela legislação

aplicável e aprovados pela ANEEL.

Em 14 de fevereiro de 2017, as distribuidoras afetadas pelo corte orçamentário da ANEEL interpuseram a petição de reconsideração,

com efeito suspensivo, contra a Resolução Ratif. 2.202, o que foi negado pela ANEEL.

Em 2 de março de 2017, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 81 antecipando os recursos de programação financeira

da Conta CDE e a inclusão, para o ano de 2017, das parcelas mensais a serem pagas entre janeiro e dezembro de 2017 referente ao

Reconhecimento de Acordos de Dívida assinados até 31 de dezembro de 2016 entre as distribuidoras e a Petrobras/BR Distribuidora.

Em 7 de março de 2017, mediante a Resolução Ratificatória nº 2.204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução

Ratificatória nº 2.202, de 7 de fevereiro de 2017, que aprova o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017, incluindo os

orçamentos dos montantes relativos aos CCD.

A Empresa acredita que os fundos, que foram anotados pela ANEEL, permanecerão nessa posição até que seja concluída a supervisão

do reprocessamento da conta CCC no período entre julho de 2009 e junho de 2016.

Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu provisão no montante de R$ 741.623 sob título de Direitos de Compensação -

CCC (ver Nota 11).

47.8 - Liminar contra remuneração das indenizações das transmissoras

A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Livres (ABRACE) e outros interpuseram ação judicial, com pedido de liminar

contra o Governo Federal do Brasil e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) referente à remuneração das indenizações das

empresas de transmissão que renovaram certas concessões antes de seu vencimento original em 2013.

Em 31 de dezembro de 2016, a Eletrobras, através de suas controladas, reconheceu um total de R$ 36,6 bilhões em relação a esses

ativos.

Em 10 de abril de 2017, foi proferida liminar parcial a favor da ABRACE e de outras entidades no âmbito do processo judicial

interposto pela ABRACE e outras contra a União e a ANEEL, visando a suspensão dos efeitos tarifários relativos ao pagamento dos

bens considerados não depreciados que existiam em 31 de março de 2000 (“RBSE”), devidos pelas empresas do segmento de

transmissão que renovaram seus contratos de concessão, em 2013, nos termos da Lei nº 12.783/2013.

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Page 438: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

A injunção interlocutória concedida a favor da ABRACE e outros não aprovou todas as reivindicações, incluindo a suspensão do

pagamento integral da tarifa de utilização do sistema de transmissão (TUST). No entanto, a liminar interlocutória foi concedida para

excluir das tarifas a serem pagas apenas pelos demandantes, a parcela referente à remuneração prevista no artigo 1º, terceiro parágrafo,

da Portaria MME nº 120/2016, que estabelece o custo de capital não incorporado desde a extensão dos contratos de concessão até o

processo tarifário.

Com base em parecer jurídico de advogado externo, a Empresa entende que as decisões tomadas até o presente não interferem com o

direito de receber os ativos da RBSE, conforme estabelecido pela Lei nº 12.783/2013 e pela Portaria MME nº 120/2016, que

garantiram o direito de receber tais valores, mesmo que sejam devidos pelo Governo Federal do Brasil. Assim, a Empresa entende que

não houve evidência objetiva de perda de valor recuperável.

47.9 - Suspensão da Revisão Tarifária para prestadores de serviços de distribuição

Em 24 de janeiro de 2017, a Portaria nº 23 do Ministério de Minas e Energia foi publicada, revogando o artigo 4º da Portaria MME nº

422/2016 que contemplava no seu conteúdo que a Empresa teria uma revisão tarifária em 31 de agosto de 2017.

Page 439: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

47.10 - Ação Coletiva

Em 27 de março de 2017, foi emitido o resultado da audiência do pedido de dispensa e o Tribunal aceitou parcialmente os argumentos

da Eletrobras e parcialmente os argumentos das partes autoras. O processo passará agora para a fase de certificação e descoberta de

classe, sem criar uma obrigação financeira para a Eletrobras. (Ver nota 30).

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Page 440: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Wilson Ferreira Junior Presidente

Armando Casado de Araujo Diretor de Finanças e Relações com Investidores

Lucia Casasanta Diretora de Conformidade

Luiz Henrique Hamann Diretor de Distribuição

Carlos Eduardo Gonzalez Baldi Diretor de Geração

Alexandre Vaghi de Arruda Aniz Diretor Administrativo e Jurídico

José Antônio Muniz Lopes Diretor de Transmissão

Rodrigo Vilella Ruiz

Contador

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Anexo 3.2

ESTATUTO DA CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS

CAPÍTULO I

Da Denominação, Organização, Sede, Duração e Objeto

Art. 1º A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras é uma sociedade anônima de economia mista federal, constituída em

conformidade com a autorização contida na Lei nº 3.890-A, de 25 de abril de 1961, e organizada pelo presente Estatuto.

Art. 2º A Eletrobras, na qualidade de entidade da Administração Pública Federal indireta, reger-se-á pela Lei nº 3.890-A, de 1961, pela

legislação das sociedades por ações, pelas disposições especiais de leis federais, no que lhe forem aplicáveis, e pelo presente Estatuto.

Parágrafo único. Sujeitam-se a companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho Fiscal às disposições do

Regulamento de Listagem Nível 1 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA (“Regulamento do Nível 1”).

Art. 3º A Eletrobras tem sede na Capital Federal e escritório central na cidade do Rio de Janeiro - RJ, e operará diretamente, ou por

intermédio de controladas ou empresas a que se associar, podendo, a fim de realizar seu objeto social, criar escritórios, no país ou no

exterior.

§ 1º A Eletrobras, diretamente ou por meio de suas controladas, poderá associar-se, com ou sem aporte de recursos, para constituição

de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, no Brasil ou no exterior, que se destinem

direta ou indiretamente à exploração da produção ou transmissão de energia elétrica sob regime de concessão ou autorização.

§ 2º A validade de todos e quaisquer instrumentos celebrados diretamente pela Eletrobras ou por meio de suas controladas ou

subsidiárias, visando a concretização das possibilidades previstas no parágrafo primeiro deste artigo estará condicionada à previa

autorização de pelo menos 2/3 do total dos membros do Conselho de Administração.

§ 3º Para fins da associação de que trata o parágrafo primeiro, a Eletrobras será a responsável pelas operações de captação de recursos

que se fizerem necessárias à execução de seu objeto social, bem como daquelas de suas controladas ou subsidiárias, podendo delegar a

estas tal atividade, condicionada à previa autorização de pelo menos 2/3 do total dos membros do Conselho de Administração.

§ 4º Nas controladas que a Eletrobras vier a constituir, mediante prévia autorização legislativa, serão também observados, no que

forem aplicáveis, os princípios gerais da Lei no 3.890-A, de 1961, salvo quanto à estrutura da administração, que poderá adaptar-se às

peculiaridades e à importância dos serviços de cada uma, bem como às condições de participação dos demais sócios.

Page 441: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

§ 5º As controladas obedecerão às normas administrativas, financeiras, técnicas e contábeis, tanto quanto possível, uniformes,

estabelecidas pela Eletrobras.

§ 6º Os representantes da Eletrobras na administração das sociedades, controladas ou não, de que esta participe, serão escolhidos pelo

seu Conselho de Administração.

§ 7º A sociedade é constituída por tempo indeterminado.

Art. 4º A Eletrobras tem por objeto social:

I - realizar estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem

como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades, tais como a comercialização de energia elétrica;

1

Page 442: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

II - cooperar com o Ministério, ao qual se vincule, na formulação da política energética do país;

III - conceder financiamentos a empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica sob seu controle, e prestar garantia, no

país ou no exterior, em seu favor, bem como adquirir debêntures de sua emissão;

IV - conceder financiamentos e prestar garantia, no país ou no exterior, em favor de entidades técnico-científicas de pesquisa sob seu

controle;

V - promover e apoiar pesquisas de interesse do setor energético, ligadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem

como estudos de aproveitamento de reservatórios para fins múltiplos;

VI - contribuir para a formação do pessoal técnico necessário ao setor de energia elétrica brasileiro, bem como para a preparação de

operários qualificados, mediante cursos especializados, podendo, também, conceder auxílio aos estabelecimentos de ensino do país ou

bolsas de estudo no exterior e assinar convênios com entidades que colaborem na formação de pessoal técnico especializado; e

VII - colaborar, técnica e administrativamente, com as empresas de cujo capital participe acionariamente e com órgãos do Ministério

ao qual se vincule.

CAPÍTULO II

Operações e Obrigações

Art. 5º A Eletrobras, na qualidade de entidade de coordenação técnica, financeira e administrativa do setor de energia elétrica, bem

como por delegação do poder público, consoante disposições legais vigentes, deverá, entre outras obrigações:

I - promover a construção e a respectiva operação, mediante controladas de âmbito regional, de centrais elétricas de interesse supra-

estadual e de sistemas de transmissão em alta e extra-alta tensões, que visem a integração interestadual dos sistemas elétricos, bem

como dos sistemas de transmissão destinados ao transporte da energia elétrica produzida em aproveitamentos energéticos binacionais;

II - promover estudos de usinas elétricas baseadas em fontes primárias não convencionais de energia;

III - opinar sobre concessões de geração elétrica requeridas à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, inclusive no que se

refere à adequação técnica, econômica e financeira de projetos de usinas nuclelétricas aos sistemas de concessionárias de serviço

público de energia elétrica;

IV - desenvolver programas de eletrificação rural;

V - participar de associações ou organizações de caráter técnico, científico e empresarial, de âmbito regional, nacional ou

internacional, de interesse para o setor de energia elétrica;

VI - promover a elaboração, acompanhamento e controle do orçamento plurianual do setor de energia elétrica;

VII - atuar como órgão executivo do sistema de informações estatísticas do setor de energia elétrica;

VIII - colaborar para a conservação do meio ambiente atendendo aos princípios do desenvolvimento sustentável;

IX - coordenar as atividades relacionadas com a promoção e incentivo da indústria nacional de materiais e equipamentos destinados ao

setor de energia elétrica;

X - desenvolver programas de normalização técnica, padronização e controle de qualidade dos materiais e equipamentos destinados ao

setor de energia elétrica;

XI - desenvolver programas, projetos e atividades de estímulo e orientação dos consumidores, visando à adequação entre oferta e

demanda de energia elétrica; e

XII - participar, na forma definida pela legislação, de programas de estímulo a fontes alternativas de geração de energia.

2

Page 443: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Capítulo III

Capital e Ações

Art. 6º O capital social é de R$ 31.305.331.463,74 (trinta e um bilhões, trezentos e cinco milhões, trezentos e trinta e um mil,

quatrocentos e sessenta e três reais e setenta e quatro centavos), divididos em 1.087.050.297 ações ordinárias, 146.920 ações

preferenciais da classe “A” e 265.436.883 ações preferenciais da classe “B”, todas sem valor nominal.

Art. 7º As ações da Eletrobras serão:

I - ordinárias, na forma nominativa, com direito de voto; e

II - preferenciais, na forma nominativa, sem direito de voto nas Assembleias gerais.

§ 1º As ações de ambas as espécies poderão ser mantidas em contas de depósito em nome dos respectivos titulares, sob o regime

escritural, sem emissão de certificados, em instituição financeira designada pelo Conselho de Administração da Eletrobras. § 2o

Sempre que houver transferência de propriedade de ações, a instituição financeira depositária poderá cobrar, do acionista alienante, o

custo concernente ao serviço de tal transferência, observados os limites máximos fixados pela Comissão de Valores Mobiliários -

CVM.

Art. 8º As ações preferenciais não se podem converter em ações ordinárias e terão prioridade no reembolso do capital e na distribuição

de dividendos.

§ 1º As ações preferenciais da classe “A”, que são as subscritas até 23 de junho de 1969, e as decorrentes de bonificações a elas

atribuídas terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de oito por cento ao ano sobre o capital próprio a

essa espécie e classe de ações, a serem entre elas rateados igualmente.

§ 2º As ações preferenciais da classe “B”, que são as subscritas a partir de 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de

dividendos, estes incidentes à razão de seis por cento ao ano, sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, dividendos esses

a serem entre elas rateados igualmente.

§ 3º As ações preferenciais participarão, em igualdade de condições, com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, depois de

a estas ser assegurado o menor dos dividendos mínimos previstos nos §§ 1o e 2o, observado o disposto no § 4o.

§ 4º Será assegurado às ações preferenciais direito ao recebimento de dividendo, por cada ação, pelo menos dez por cento maior do

que o atribuído a cada ação ordinária.

Art. 9º Os aumentos de capital da Eletrobras serão realizados mediante subscrição pública ou particular e incorporação de reservas,

capitalizando-se os recursos através das modalidades admitidas em lei.

§ 1º Nos aumentos de capital, será assegurada preferência às pessoas jurídicas de direito público interno para a tomada de ações da

Eletrobras, devendo a União subscrever, em ações ordinárias, o suficiente para lhe garantir o mínimo de cinquenta por cento mais uma

ação do capital votante.

§ 2º A Eletrobras poderá aumentar o capital, mediante subscrição ou conversão de títulos ou créditos em ações, até o limite de 2/3 de

ações preferenciais, em relação ao total de ações emitidas.

Art. 10. A integralização das ações obedecerá às normas e condições estabelecidas pelo Conselho de Administração.

Parágrafo único. O acionista que não fizer o pagamento de acordo com as normas e condições a que se refere o presente artigo ficará

de pleno direito constituído em mora, aplicando-se atualização monetária, juros de doze por cento ao ano e multa de dez por cento

sobre o valor da prestação vencida.

Art. 11. A Eletrobras poderá emitir títulos múltiplos de ações.

3

Page 444: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

§ 1º Os agrupamentos ou desdobramentos serão feitos a pedido do acionista, correndo por sua conta as despesas com a substituição

dos títulos, que não poderão ser superiores ao custo.

§ 2º Os serviços de conversão, transferência e desdobramento de ações poderão ser transitoriamente suspensos, observadas as normas

e limitações estabelecidas na legislação em vigor.

Art. 12. A Eletrobras poderá emitir títulos não conversíveis e debêntures, estas com ou sem garantia do Tesouro Nacional.

Art. 13. A Eletrobras, por deliberação do Conselho de Administração, poderá adquirir suas próprias ações para cancelamento,

permanência em tesouraria ou posterior alienação, desde que até o valor do saldo de lucros e reservas, exceto a legal, observadas as

disposições legais e regulamentares aplicáveis.

Art. 14. O resgate de ações de uma ou mais classes poderá ser efetuado mediante deliberação de Assembleia Geral Extraordinária,

independentemente de aprovação em Assembleia Especial dos acionistas das espécies e classes atingidas.

Capítulo IV

A Administração

Art. 15. A Administração da Eletrobras, na forma deste Estatuto e da legislação de regência, compete ao Conselho de Administração e

à Diretoria Executiva.

Art. 16. É privativo de brasileiros, pessoas naturais, o exercício dos cargos integrantes da Administração da Eletrobras, devendo os

membros da Diretoria Executiva ser residentes no país, podendo ser exigido, para qualquer cargo de administrador, a garantia de

gestão prevista na legislação vigente.

§ 1º As atas de Assembleia Geral ou de reunião do Conselho de Administração, que elegerem, respectivamente, conselheiros de

administração e diretores da companhia, deverão conter a qualificação de cada um dos eleitos e o prazo de gestão, e, quando a lei

exigir certos requisitos para a investidura em cargo de administração da Eletrobras, somente poderá ser eleito e empossado aquele que

tenha exibido os necessários comprovantes de tais requisitos, dos quais se arquivará cópia autêntica na sede social.

§ 2º São inelegíveis para os cargos de administração da Eletrobras as pessoas declaradas inabilitadas em ato da CVM, as impedidas

por lei especial ou condenadas por crime falimentar, de prevaricação, peita ou suborno, concussão, peculato, contra a economia

popular, a fé pública ou a propriedade ou a pena criminal que vede, ainda que temporariamente, o acesso a cargos públicos.

§ 3º É vedado ao administrador deliberar sobre matéria conflitante com seus interesses ou relativa a terceiros sob sua influência, nos

termos do art. 156 da Lei 6.404, de 1976. Nessa hipótese, deverá registrar em ata a divergência e eximir-se de discutir o tema.

Art. 17. O Conselho de Administração será integrado por dez membros, com reputação ilibada e idoneidade moral, eleitos pela

Assembleia Geral que designará dentre eles o Presidente, com mandato unificado de (01) um ano, admitida a reeleição, assim

constituído:

I - seis conselheiros escolhidos dentre brasileiros de notórios conhecimentos e experiência indicados pelo Ministro de Estado de Minas

e Energia;

II - um conselheiro indicado pelo Ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão, na forma da legislação vigente;

III - um conselheiro eleito pelos acionistas minoritários, pessoas físicas e jurídicas de direito privado;

IV - um conselheiro eleito em votação em separado na Assembleia Geral, excluído o acionista controlador, pelos acionistas titulares

de ações preferenciais, de emissão da Eletrobras, que representem, no mínimo, dez por cento do capital social; e O acionista

controlador deverá ser excluído; e

V - um conselheiro eleito como representante dos empregados, escolhido pelo voto direto de seus pares dentre os empregados ativos e

em eleição organizada pela empresa em conjunto com as entidades sindicais que os representem, nos termos da legislação vigente.

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Page 445: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

§ 1º Somente poderão exercer o direito previsto no inciso IV acima, os acionistas preferencialistas que comprovarem a titularidade

ininterrupta de suas ações durante o período de três meses, no mínimo, imediatamente anterior à realização da Assembleia Geral.

§ 2º O conselheiro representante dos empregados, previsto no inciso V, não participará das discussões e deliberações sobre assuntos

que envolvam relações sindicais, remuneração, benefícios e vantagens, inclusive matérias de previdência complementar e

assistenciais, hipóteses em que fica configurado o conflito de interesse.

§ 3º Nas matérias em que fique configurado conflito de interesses do conselheiro representante dos empregados, previsto no inciso V,

a deliberação do Conselho de Administração ocorrerá em reunião especial exclusivamente convocada para essa finalidade, da qual não

participará o referido conselheiro.

Art. 18. A Diretoria Executiva compor-se-á do Presidente e dos diretores.

Parágrafo único. O Presidente da Eletrobras será escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, não podendo a mesma

pessoa ocupar os cargos de Presidente da companhia e Presidente do Conselho de Administração.

Art. 19. Cada membro dos órgãos da administração deverá, antes de entrar no exercício das funções e ao deixar o cargo, apresentar

declaração de bens, que será registrada em livro próprio.

Art. 20. Os conselheiros e diretores serão investidos nos seus cargos, mediante assinatura de termo de posse, subscrito pelo Presidente e

pelo conselheiro ou diretor empossado, no livro de atas do Conselho de Administração ou no da Diretoria Executiva, conforme o caso.

§ 1º No caso de ser o empossado o Presidente da Eletrobras, assinará também o termo de posse o Ministro de Estado ao qual se

vincule a Eletrobras.

§ 2º Se o termo não for assinado nos trinta dias seguintes à eleição, esta tornar-se-á sem efeito, salvo justificação aceita pelo órgão da

administração para o qual tiver sido eleito.

§ 3º O termo de posse deverá conter, sob pena de nulidade, a indicação de pelo menos um domicílio no qual o administrador receberá

as citações e intimações em processos administrativos e judiciais relativos a atos de sua gestão, as quais reputar-se-ão cumpridas

mediante entrega no domicílio indicado, o qual somente poderá ser alterado mediante comunicação por escrito à Eletrobras.

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Page 446: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

§ 4º A posse dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria está condicionada à prévia subscrição do Termo de Anuência

dos Administradores, nos termos do disposto no Regulamento do Nível 1, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis.

Art. 21. O Conselho de Administração e a Diretoria Executiva deliberarão com a presença da maioria dos seus membros e suas

deliberações serão tomadas, respectivamente, pelo voto da maioria dos conselheiros ou diretores presentes.

§ 1º De cada reunião lavrar-se-á ata, que será assinada por todos os membros presentes.

§ 2º O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e a Diretoria Executiva, uma vez por semana.

§ 3º Compete aos respectivos Presidentes, ou à maioria dos integrantes de cada órgão da administração da Eletrobras, convocar, em

caráter extraordinário, as reuniões do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva.

§ 4º Nas deliberações do Conselho de Administração e resoluções da Diretoria Executiva, os respectivos Presidentes terão, além do

voto pessoal, o de desempate.

CAPÍTULO V

Do Conselho de Administração

Art. 22. Compete ao Conselho de Administração a fixação de diretrizes fundamentais da administração, por iniciativa dos seus

membros, ou a ele propostas, para fins de exame e deliberação, pela Diretoria Executiva, bem como o controle superior da Eletrobras,

pela fiscalização da observância das diretrizes por ele fixadas, acompanhamento da execução dos programas aprovados e verificação

dos resultados obtidos.

§ 1º O Conselho de Administração reunir-se-á, ao menos uma vez ao ano, sem a presença do Presidente da empresa.

§ 2º O Conselho de Administração reunir-se-á pelo menos duas vezes ao ano com a presença dos auditores externos.

Art. 23. Não poderá ser eleito para o cargo de conselheiro, salvo dispensa da Assembleia Geral, aquele que:

I - ocupar cargos em sociedades que possam ser consideradas concorrentes no mercado, em especial, em conselhos consultivos, de

administração ou fiscal;

II - tiver interesse conflitante com o da Eletrobras; e

III - ocupar cargo em mais de cinco conselhos, incluindo o da Eletrobras.

Parágrafo único - A remuneração do conselheiro obedecerá ao disposto na legislação vigente.

Art. 24. Perderá o mandato o conselheiro que deixar de comparecer a duas reuniões consecutivas, sem motivo justificado.

Art. 25. No exercício das suas atribuições, compete também ao Conselho de Administração:

I - deliberar sobre a organização de empresas controladas ou cessação da participação acionária da Eletrobras nas referidas empresas;

II - deliberar sobre a associação, diretamente ou por meio de subsidiária ou subsidiária, com ou sem aporte de recursos, para

constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, no Brasil ou no exterior que se

destinam, direta ou indiretamente, a explorar a produção ou a transmissão de eletricidade ao abrigo de uma concessão ou autorização;

6

Page 447: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

III - definir a política de concessão de empréstimos e de financiamentos, sendo vedada a concessão aos administradores, membros do

Conselho Fiscal, empregados e acionista controlador;

IV - além das hipóteses de deliberação de competência do Conselho de Administração, por força de disposição legal, compete-lhe

manifestar-se sobre atos e aprovar contratos que envolvam recursos financeiros cujo valor seja superior a 0,02% do patrimônio líquido

da sociedade, compreendendo-se, dentre estes atos ou contratos, mas não limitativamente, a concessão de financiamento a sociedades

concessionárias de serviço público de energia elétrica, sob seu controle, e a tomada de empréstimos no país ou no exterior;

V - aprovar prestação de garantia a empréstimos tomados no país ou no exterior, em favor de empresas concessionárias de serviço

público de energia elétrica sob seu controle;

VI - deliberar sobre a organização de entidades técnico-científicas de pesquisa de interesse do setor energético, bem como concessão

de financiamentos e prestação de garantia para aquelas sob seu controle;

VII - convocar a Assembleia Geral de acionistas, nos casos previstos na Lei nº 6.404, de 1976, ou sempre que julgar conveniente;

VIII - determinar a distribuição de encargos entre os integrantes da Diretoria Executiva;

IX - propor à Assembleia Geral o aumento de capital, a emissão de ações, bônus de subscrição e debêntures da Eletrobras, exceto as

previstas no inciso X;

X - autorizar a aquisição de ações de emissão da Eletrobras, para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria e posterior

alienação, bem como deliberar sobre a emissão de títulos não conversíveis e de debêntures simples, não conversíveis em ações;

XI - deliberar sobre negociação de ações ou debêntures;

XII - autorizar a alienação de bens do ativo permanente e a constituição de ônus reais;

XIII - aprovar estimativas da receita, dotações gerais da despesa e previsão de investimentos da Eletrobras, em cada exercício,

efetuando o respectivo controle;

XIV - eleger e destituir os diretores da companhia, fiscalizar a gestão de seus membros, e examinar, a qualquer tempo, os livros e

papéis da Eletrobras;

XV - aprovar os relatórios da administração e de controles internos, bem como as contas da Diretoria Executiva;

XVI - escolher e destituir os auditores independentes e igualmente escolher e destituir a instituição financeira que manterá as ações da

Eletrobras em contas de depósito, em nome dos respectivos titulares, sob o regime escritural, sem emissão de certificados, tal como

determina o § 1º do art. 7º deste Estatuto;

XVII - estabelecer as diretrizes fundamentais de organização administrativa da Eletrobras;

XVIII - escolher os representantes da Eletrobras na administração de sociedades controladas ou não, de que participe, devendo ser

indicados para tais cargos, preferencialmente, empregados da companhia ou de controladas;

XIX - deliberar sobre desapropriações;

XX - decidir a respeito de assuntos de relevância para a vida da Eletrobras;

XXI - elaborar e alterar seu Regimento Interno;

XXII - deliberar sobre a declaração de dividendos intermediários e sobre o pagamento de juros sobre o capital próprio, por proposta da

Diretoria Executiva, de acordo com o disposto no art. 33, inciso XII, deste Estatuto;

XXIII - conceder férias ou licença ao Presidente da empresa;

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Page 448: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

XXIV - estabelecer o quantitativo de funções de confiança da administração superior da Eletrobras, nos termos do inciso II, do art.

52 deste Estatuto;

XXV - aprovar a assinatura dos Contratos de Metas de Desempenho Empresarial - CMDE, por meio dos quais as empresas do Sistema

Eletrobras se comprometem a cumprir as orientações estratégicas ali definidas visando atender às metas e resultados estabelecidos

pela controladora;

XXVI - realizar a avaliação formal de desempenho da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração, segundo critérios

previstos no regimento interno deste órgão, com o objetivo de subsidiar a decisão dos acionistas a respeito da recondução dos

administradores;

XXVII - deliberar sobre a criação, a extinção e o funcionamento de Comitês de Suporte ao Conselho de Administração para

aprofundamento dos estudos estratégicos, observada a legislação vigente; e

XXVIII - decidir sobre casos omissos deste Estatuto.

Parágrafo único. Serão arquivadas no Registro do Comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho de Administração que

contiverem deliberação destinada a produzir efeitos perante terceiros.

Art. 26. O Conselho de Administração, em cada exercício, submeterá à decisão da Assembleia Geral Ordinária o relatório da

administração, o balanço patrimonial, a demonstração do resultado do exercício, a demonstração dos lucros ou prejuízos acumulados,

a demonstração das origens e aplicações de recursos, bem como a proposta de distribuição de dividendos e de aplicação dos valores

excedentes, anexando o seu parecer e o parecer do Conselho Fiscal, nos termos do inciso XII do art. 33, e o certificado dos auditores

independentes.

Art. 27. No caso de vacância no cargo de Presidente do Conselho de Administração, o substituto será eleito, na primeira reunião do

Conselho de Administração, permanecendo no cargo até a próxima Assembleia Geral.

Art. 28. No caso de vacância do cargo de conselheiro, o substituto será nomeado pelos conselheiros remanescentes e servirá até a

primeira Assembleia Geral, na forma do art. 150 da Lei nº 6.404, de 1976.

Parágrafo único. O conselheiro eleito em substituição completará o prazo de gestão do substituído.

Art. 29. Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva responderão, nos termos do art. 158, da Lei nº 6.404, de

1976, individual e solidariamente, pelos atos que praticarem e pelos prejuízos que deles decorram para a companhia.

§ 1º A Eletrobras assegurará aos integrantes e ex-integrantes da Diretoria Executiva e dos Conselhos de Administração e Fiscal a

defesa em processos judiciais e administrativos contra eles instaurados pela prática de atos no exercício do cargo ou função, desde que

não haja incompatibilidade com os interesses da companhia.

§ 2º O benefício previsto no parágrafo primeiro deste artigo aplica-se, no que couber e a critério do Conselho de Administração, aos

ocupantes e ex-ocupantes de função de confiança e demais empregados regularmente investidos de competência por delegação dos

administradores.

§ 3º A forma do benefício mencionado será definida pelo Conselho de Administração, ouvida a área jurídica da Eletrobras.

§ 4º A Eletrobras poderá manter, na forma e extensão definida pelo Conselho de Administração, observado, no que couber, o disposto

nos parágrafos 1º e 2º, contrato de seguro permanente em favor das pessoas mencionadas, para resguardá-los de responsabilidade por

atos ou fatos pelos quais eventualmente possam vir a ser demandados judicial ou administrativamente.

§ 5º Se alguma das pessoas mencionadas for condenada, com decisão judicial transitada em julgado, com fundamento em violação da

lei ou do Estatuto Social da empresa ou decorrente de ato culposo ou doloso, esta deverá ressarcir à Eletrobras todos os custos e

despesas decorrentes da defesa de que trata o § 1º, além de eventuais prejuízos à imagem da companhia.

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Art. 30. O Conselho de Administração poderá elaborar regimento interno, visando melhor regular o seu funcionamento, observadas as

normas sobre composição e competência fixadas neste Estatuto e nas normas legais vigentes.

CAPÍTULO VI

Da Diretoria Executiva

Art. 31. À Diretoria Executiva compete a direção geral da Eletrobras, respeitadas as diretrizes fixadas pelo Conselho de

Administração.

Parágrafo único. O Presidente e os diretores não poderão exercer funções de direção, administração ou consultoria em empresas de

economia privada, concessionárias de serviços públicos de energia elétrica ou em empresas de direito privado ligadas de qualquer

forma ao setor elétrico, salvo nas controladas, subsidiárias, sociedades de propósito específico e empresas concessionárias sob

controle dos Estados, em que a Eletrobras tenha participação acionária, onde poderão exercer cargos nos Conselhos de Administração

e Fiscal, observadas as disposições da Lei nº 9.292, de 12 de julho de 1996, quanto ao recebimento de remuneração.

Art. 32. Os integrantes da Diretoria Executiva não poderão afastar-se do exercício do cargo por mais de trinta dias consecutivos, salvo

em caso de férias ou licença, sob pena de perda do cargo.

§ 1º A concessão de férias ou licença aos diretores será de competência da Diretoria Executiva, ressalvado o disposto no inciso XXIII

do art. 25 deste Estatuto.

§ 2º No caso de impedimento temporário, licença ou férias de qualquer dos membros da Diretoria Executiva, a sua substituição

processar-se-á pela forma determinada por seus pares, não podendo, no entanto, ser escolhida pessoa estranha à Eletrobras.

§ 3º Vagando definitivamente cargo na Diretoria Executiva, utilizar-se-á o mesmo critério constante do § 2o para a substituição do

diretor que se retirar da sociedade, até a realização da reunião do Conselho de Administração que decidir pela substituição definitiva e

der posse ao novo diretor, preenchendo-se, assim, o cargo vago, pelo prazo que restava ao substituído.

Art. 33. No exercício das suas atribuições, compete à Diretoria Executiva, especialmente:

I - propor ao Conselho de Administração as diretrizes fundamentais de organização administrativa da Eletrobras, bem assim o exame,

deliberação e aprovação da matéria contida nos incisos I a XXV do art. 25 deste Estatuto, com exceção do inciso XXI;

II - administrar a Eletrobras, tomar as providências adequadas à fiel execução das diretrizes e deliberações do Conselho de

Administração e, ressalvadas as hipóteses de submissão obrigatória ao Conselho de Administração, manifestar-se sobre atos e aprovar

contratos que envolvam recursos financeiros cujo valor seja igual ou inferior a 0,02% do patrimônio líquido da sociedade,

compreendendo-se, dentre estes atos ou contratos, mas não limitativamente, a concessão de financiamento a sociedades

concessionárias de serviço público de energia elétrica, sob seu controle, e a tomada de empréstimos no país ou no exterior;

III - estabelecer normas administrativas, técnicas, financeiras e contábeis para a Eletrobras;

IV - elaborar os orçamentos da Eletrobras;

V- aprovar as alterações na estrutura de organização da Eletrobras, até o nível sob sua subordinação, incluindo-se a criação, extinção e

funcionamento de Comitês que lhe estejam vinculados;

VI - aprovar planos que disponham sobre admissão, carreira, acesso, vantagens e regime disciplinar para os empregados da Eletrobras;

VII - aprovar os nomes indicados pelos diretores para preenchimento dos cargos que lhes são diretamente subordinados;

VIII - pronunciar-se nos casos de admissão, elogio, punição, transferência e demissão dos empregados subordinados diretamente aos

diretores;

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Page 450: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

IX - delegar competência aos diretores para decidirem, isoladamente, sobre questões incluídas nas atribuições da Diretoria Executiva;

X - delegar poderes a diretores e empregados para autorização de despesas, estabelecendo limites e condições;

XI - autorizar, na forma da legislação em vigor, o afastamento do país de empregados da Eletrobras, quando for para o desempenho de

atividades técnicas ou de desenvolvimento profissional imprescindíveis à sua missão institucional;

XII - elaborar, em cada exercício, o balanço patrimonial da Eletrobras, a demonstração do resultado do exercício, a demonstração dos

lucros ou prejuízos acumulados, a demonstração das origens e aplicações de recursos, a proposta de distribuição dos dividendos e do

pagamento de juros sobre capital próprio e de aplicação dos valores excedentes, para serem submetidos à apreciação do Conselho de

Administração e do Conselho Fiscal, e ao exame e deliberação da Assembleia Geral;

XIII - elaborar os planos de emissão de títulos conversíveis e de debêntures, para serem apreciados pelo Conselho de Administração,

que sobre eles deliberará ou submeterá à Assembleia Geral, conforme o caso;

XIV - estabelecer normas administrativas, técnicas, financeiras e contábeis, para as controladas ou entidades das quais a Eletrobras

participe majoritariamente;

XV - controlar as atividades das empresas controladas ou subsidiárias, e de sociedades ou entidades das quais a Eletrobras participe

majoritariamente;

XVI - designar representante da Eletrobras nas Assembleias das empresas das quais participe como acionista, expedindo instruções

para sua atuação;

XVII - decidir sobre a indicação dos auditores independentes das controladas; e

XVIII - opinar sobre concessões de geração elétrica requeridas à ANEEL, inclusive quanto à adequação técnica, econômica e

financeira de projetos de usinas nuclelétricas aos sistemas de concessionárias de serviço público de energia elétrica.

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Page 451: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CAPÍTULO VII

Das Atribuições do Presidente e dos Diretores

Art. 34. Compete ao Presidente orientar a política administrativa da Eletrobras, convocando e presidindo as reuniões da Diretoria

Executiva, e ainda:

I - superintender os negócios da Eletrobras;

II - representar a Eletrobras, judicial ou extrajudicialmente, ou ainda perante outras sociedades, acionistas e o público em geral,

podendo delegar tais poderes a qualquer diretor ou conselheiro, bem como nomear representantes, procuradores, prepostos ou

mandatários;

III - presidir as Assembleias Gerais;

IV - admitir e demitir empregados;

V - formalizar as nomeações aprovadas pela Diretoria Executiva;

VI - fazer publicar o relatório anual das atividades da Eletrobras;

VII - juntamente com outro diretor, movimentar os dinheiros da Eletrobras e assinar atos e contratos, podendo esta faculdade ser

delegada aos demais diretores e a procuradores ou empregados da Eletrobras, com a aprovação da Diretoria Executiva;

VIII - ratificar, na forma da legislação em vigor, o ato de entidade integrante do Sistema Eletrobras que deliberar pelo afastamento do

país de seus respectivos empregados, ressalvado o disposto no art. 33, XI deste Estatuto; e

IX - designar comissão eleitoral com o objetivo de organizar a eleição do representante dos empregados no Conselho de

Administração cabendo-lhe, ainda, proclamar o candidato vencedor e comunicar o resultado ao sócio controlador para adoção das

providências necessárias à designação do representante dos empregados no Conselho de Administração.

Art. 35. O Presidente e os diretores, além dos deveres e responsabilidades próprios, serão os gestores nas áreas de atividades que lhes

forem atribuídas pelo Conselho de Administração.

CAPÍTULO VIII

Do Conselho Fiscal

Art. 36. O Conselho Fiscal, de caráter permanente, compõe-se de cinco membros e respectivos suplentes, eleitos pela Assembleia

Geral Ordinária, todos brasileiros e domiciliados no país, observados os requisitos e impedimentos fixados pela Lei nº 6.404, de 1976,

acionistas ou não, dos quais um será eleito pelos detentores de ações ordinárias minoritárias, e outro pelos detentores das ações

preferenciais, em votação em separado.

§ 1º Dentre os membros do Conselho Fiscal, um será indicado pelo Ministro de Estado da Fazenda, como representante do Tesouro

Nacional.

§ 2º Em caso de vaga, renúncia, impedimento ou ausência injustificada a duas reuniões consecutivas, será o membro do Conselho

Fiscal substituído, até o término do mandato, pelo respectivo suplente.

§ 3º O mandato dos membros do Conselho Fiscal é de um ano, permitida a reeleição.

§ 4º Os membros do Conselho Fiscal e seus suplentes exercerão seus cargos até a primeira Assembleia Geral Ordinária que se realizar

após a sua eleição, podendo ser reeleitos.

§ 5º Os membros do Conselho Fiscal exercem suas funções, que não são transferíveis, por interesse exclusivo da empresa, sendo

considerado abusivo o cumprimento de tal dever com o objetivo de causar danos à empresa, ou a seus acionistas ou administradores,

ou para obter, para si ou para terceiros, vantagens de que não têm direito, ou que possam resultar em perdas para a empresa, seus

acionistas ou administradores.

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Page 452: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Art. 37. Compete ao Conselho Fiscal:

I - fiscalizar, por qualquer de seus membros, os atos dos administradores e verificar o cumprimento dos seus deveres legais e

estatutários;

II - opinar sobre o relatório anual da administração, fazendo constar do seu parecer as informações complementares que julgar

necessárias ou úteis à deliberação da Assembleia Geral;

III - opinar sobre as propostas dos órgãos da administração, a serem submetidas à Assembleia Geral, relativas à modificação do capital

social, emissão de debêntures ou bônus de subscrição, planos de investimento ou orçamentos de capital, distribuição de dividendos,

transformação, incorporação, fusão ou cisão;

IV - denunciar, por qualquer de seus membros, aos órgãos de administração e, se estes não tomarem as providências necessárias para a

proteção dos interesses da Eletrobras, à Assembleia Geral, os erros, fraudes ou crimes que descobrirem, e sugerir providências úteis;

V - convocar a Assembleia Geral Ordinária, se os órgãos da administração retardarem por mais de um mês essa convocação, e a

Extraordinária, sempre que ocorrerem motivos graves ou urgentes, incluindo na agenda das Assembleias as matérias que considerarem

necessárias;

VI - analisar, ao menos trimestralmente, o balancete e demais demonstrações financeiras, elaboradas periodicamente pela Eletrobras;

VII - examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar; e

VIII - exercer as atribuições, previstas nos incisos I a VII, no caso de eventual liquidação da Eletrobras.

§ 1º Os órgãos de administração são obrigados, através de comunicação por escrito, a colocar à disposição dos membros em exercício

do Conselho Fiscal, dentro de dez dias, cópias das atas de suas reuniões e, dentro de quinze dias do seu recebimento, cópias dos

balancetes e demais demonstrações financeiras elaboradas periodicamente e dos relatórios de execução de orçamentos.

§ 2º Os membros do Conselho Fiscal assistirão às reuniões do Conselho de Administração ou da Diretoria Executiva, em que se

deliberar sobre os assuntos em que devam opinar (incisos II, III e VII deste artigo).

Art. 38. O Conselho Fiscal reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo

Presidente do Conselho de Administração, pelo Presidente da Eletrobras, ou por qualquer de seus membros.

Parágrafo único. Os quóruns mínimos de reunião e aprovação de matéria no Conselho Fiscal são de três conselheiros.

Art. 39. O Conselho Fiscal da Eletrobras poderá elaborar regimento interno, visando melhor regular o seu funcionamento, observadas

as normas sobre composição e competência fixadas neste Estatuto e nas normas legais vigentes.

Capítulo IX

Assembleia de Acionistas

Art. 40. A Assembleia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses seguintes ao término do exercício social, em

dia e hora previamente fixados, para tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votar as demonstrações financeiras,

deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição de dividendos, eleger os membros do Conselho de

Administração da Eletrobras e Conselho Fiscal; e fixação da remuneração dos administradores e membros do Conselho Fiscal, sempre

que necessário, observando a legislação em vigor.

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Page 453: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

Art. 41. Além dos casos previstos em lei, a Assembleia Geral reunir-se-á sempre que o Conselho de Administração achar conveniente

e, em especial, para deliberar sobre as seguintes matérias:

I - alienação, no todo ou em parte, de ações do capital social da Eletrobras ou de suas controladas;

II - aumento do capital social por subscrição de novas ações;

III - renúncia a direitos de subscrição de ações ou debêntures conversíveis em ações de empresas controladas;

IV - emissão de debêntures conversíveis em ações ou vendê-las, se em tesouraria;

V - venda de debêntures conversíveis em ações de sua titularidade de emissão de empresas controladas;

VI - emissão de quaisquer outros títulos ou valores mobiliários, no país ou no exterior;

VII - operação de cisão, fusão ou incorporação societária;

VIII - permuta de ações ou outros valores mobiliários; e

IX - resgate de ações de uma ou mais classes, independente de aprovação em Assembleia Especial dos acionistas das espécies e

classes atingidas.

§ 1º O prazo mínimo entre o primeiro edital de convocação e a data da realização da Assembleia será de quinze dias e o da segunda

convocação, de oito dias.

§ 2º As deliberações da Assembleia serão tomadas por maioria de votos, sendo o voto de cada representante de acionista proporcional

à sua participação acionária no capital da companhia.

§ 3º As declarações de voto poderão ser registradas, se assim o desejar o representante do acionista.

§ 4º A abstenção de voto, quando ocorrer, deverá obrigatoriamente constar da ata e do documento de divulgação da Assembleia.

Art. 42. A mesa que dirigirá os trabalhos da Assembleia Geral será constituída pelo Presidente da Eletrobras, ou seu substituto, e por

um secretário, escolhido dentre os presentes.

Art. 43. O edital de convocação condicionará a presença do acionista na Assembleia Geral ao cumprimento dos requisitos previstos

em lei para esse fim.

Parágrafo único. O depósito, na Eletrobras, de documentos comprobatórios da titularidade de ações poderá ser exigido com até setenta

e duas horas de antecedência da realização da Assembleia Geral.

Art. 44. O acionista poderá ser representado por procurador nas Assembleias gerais, nos termos do art. 126, da Lei nº 6.404, de 1976.

§ 1º É dispensado o reconhecimento de firma do instrumento de mandato outorgado por acionistas não residentes no país e por titular

de depositary receipts, devendo o instrumento de representação ser depositado na sede da Eletrobras com setenta e duas horas de

antecedência do dia marcado para a realização da Assembleia Geral.

§ 2º A representação da União nas Assembleias Gerais da Eletrobras far-se-á nos termos da legislação federal específica.

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Page 454: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

CAPÍTULO X

Do Exercício Social e Demonstrações Financeiras

Art. 45. O exercício social coincidirá com o ano civil, iniciando-se em 1º de janeiro e encerrando-se a 31 de dezembro de cada ano, e

obedecerá, quanto às demonstrações financeiras, aos preceitos da Lei nº 3.890-A, de 1961, aos da legislação federal sobre energia

elétrica, aos da legislação sobre as sociedades por ações e ao presente Estatuto.

§ 1º Em cada exercício, será obrigatória a distribuição de dividendo não inferior a vinte e cinco por cento do lucro líquido, ajustado

nos termos da Lei.

§ 2º Os valores dos dividendos e dos juros pagos ou creditados a título de remuneração sobre o capital próprio, devidos aos acionistas,

sofrerão incidência de encargos financeiros, a partir do encerramento do exercício social até o dia do efetivo recolhimento ou

pagamento, sem prejuízo da incidência de juros moratórios, quando esse recolhimento não se verificar na data fixada pela Assembleia

Geral.

§ 3º O valor dos juros, pagos ou creditados, a título de juros sobre o capital próprio, nos termos do art. 9o, § 7o, da Lei no 9.249, de 26

de dezembro de 1995, e da legislação e regulamentação pertinente, poderá ser imputado aos titulares de ações ordinárias e ao

dividendo anual mínimo das ações preferenciais, integrando tal valor ao montante dos dividendos distribuídos pela Eletrobras para

todos os efeitos legais.

Art. 46. A Assembleia Geral destinará, além da reserva legal, calculados sobre os lucros líquidos do exercício:

I - um por cento a título de reserva para estudos e projetos, destinada a atender à execução de estudos e projetos de viabilidade

técnico-econômica do setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a dois por cento do capital social

integralizado; e

II - cinquenta por cento, a título de reserva para investimentos, destinada à aplicação em investimentos das empresas concessionárias

de serviço público de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a setenta e cinco por cento do capital social

integralizado.

Art. 47. A Assembleia Geral destinará, anualmente, a importância correspondente a até um por cento calculados sobre os lucros

líquidos do exercício, observado o limite de um por cento do capital social integralizado, para atender à prestação de assistência social

a seus empregados, de conformidade com planos aprovados pela Diretoria Executiva.

Art. 48. A Eletrobras destinará, anualmente, constando em seu orçamento, recursos de, no mínimo, cinco décimos por cento sobre o

capital social integralizado à época do encerramento do exercício financeiro imediatamente anterior, para aplicação em programas de

desenvolvimento tecnológico.

Art. 49. Quando os dividendos atingirem a seis por cento do capital social integralizado, poderá a Assembleia Geral fixar porcentagens

ou gratificações, por conta dos lucros, para a administração da Eletrobras.

Art. 50. Prescreve em três anos a pretensão contida na ação que tenha por objeto pleitear judicialmente o pagamento de dividendos, os

quais, não reclamados oportunamente, reverterão em benefício da Eletrobras.

Capítulo XI

Pessoal

Art. 51. Aos empregados da Eletrobras, suas controladas, coligadas e subsidiárias aplicar-se-ão, no que couber, os preceitos da

Legislação do Trabalho, da Lei nº 3.890-A, de 1961, e deste Estatuto.

Art. 52. O Quadro de Pessoal da Eletrobras será composto de:

I - pessoal admitido para cargos de carreira permanente, mediante processo seletivo, constituído de provas, ou de provas e de títulos;

II - ocupantes de funções de confiança da administração superior, cujo quantitativo será determinado pelo Conselho de Administração,

a teor do disposto no inciso XXIV do art. 25 deste Estatuto; e

III - pessoal admitido por contrato com prazo determinado, observada a legislação aplicável.

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Page 455: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

§ 1º As funções de confiança da administração superior e os poderes e responsabilidades de seus respectivos titulares serão definidos

no plano de cargos e salários da Eletrobras.

§ 2º As funções a que se refere o § 1o poderão, excepcionalmente, e a critério do Conselho de Administração, ser atribuídas a técnicos

ou especialistas estranhos ao quadro permanente da companhia.

Art. 53. Após o encerramento de cada exercício financeiro da Eletrobras, e uma vez deduzidos os prejuízos acumulados e realizada a

provisão para o imposto sobre a renda e proventos de qualquer natureza, os empregados terão direito a participar dos lucros,

observadas as normas contidas nos acordos e convenções coletivas de trabalho, por ela firmados, e as diretrizes específicas fixadas

pelo Poder Executivo.

Art. 54. A Eletrobras prestará assistência social a seus empregados, por intermédio da Fundação Eletrobras de Seguridade Social -

ELETROS, na forma e meios aprovados pela Diretoria Executiva.

Capítulo XII

Disposições Gerais

Art. 55. A Eletrobras, por intermédio de sua direção, é obrigada a prestar informações ao Ministro de Estado de Minas e Energia, aos

órgãos de controle do Governo Federal, bem como ao Tribunal de Contas da União e ao Congresso Nacional, neste caso por

intermédio do Ministro de Estado de Minas e Energia.

Parágrafo único. O Presidente, quando convocado, é obrigado a comparecer pessoalmente perante qualquer das comissões de uma ou

de outra Casa do Congresso, para prestar informações acerca de assunto previamente determinado, sob pena de perda do cargo, na

falta do comparecimento sem justificação.

Art. 56. A Eletrobras poderá, diretamente ou por intermédio das empresas de que participe, contratar com a União a execução de obras

e serviços, para os quais forem destinados recursos financeiros especiais.

§ 1º As instalações construídas na forma deste artigo poderão, se assim decidir a União, ser incorporadas à Eletrobras ou a suas

controladas, desde que, na respectiva exploração, seja observado o regime legal do serviço pelo custo.

§ 2º Enquanto a disposição do parágrafo anterior não tiver sido cumprida, as facilidades mencionadas neste artigo poderão ser

operadas pela Eletrobras ou suas controladas, mediante acordo firmado com o Governo Federal.

Art. 57. A Diretoria Executiva fará publicar, no Diário Oficial da União, depois de aprovado pelo Ministro de Estado de Minas e Energia:

I - o regulamento de licitações;

II - o regulamento de pessoal, com os direitos e deveres dos empregados, o regime disciplinar e as normas sobre apuração de

responsabilidade;

III - o quadro de pessoal, com a indicação, em três colunas, do total de empregados e os números de empregos providos e vagos,

discriminados por carreira ou categoria, em 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano; e

IV - o plano de salários, benefícios, vantagens e quaisquer outras parcelas que componham a retribuição de seus empregados.

Alterado pela 159ªAssembleia Geral Extraordinária,

realizada em 23 de dezembro de 2011.

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Page 456: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEXO 8.1

SUBSIDIÁRIAS DA ELETROBRAS

Nome Percentual de

Participação

Eletronorte 99,48 %

Chesf 99,58 %

Furnas 99,56 %

Eletrosul 99,88 %

Eletronuclear 99,91 %

CGTEE 99,99 %

Itaipu Binacional(*) 50,00 %

Amazonas D(**) 100,00 %

Amazonas GT 100,00 %

Eletroacre 96,71 %

CEAL 100,00 %

CEPISA 100,00 %

CERON 100,00 %

Boa Vista Energia 100,00 %

Eletrobras Eletropar 83,71 %

CELG-D(***) 50,93 %

(*) Controlada conjuntamente com ANDE (Paraguai).

(**) Ex-Eletrobras Amazonas Energia

(***) Em novembro de 2016, a CELG-D foi privatizada, e vendida por leilão da BM&FBovespa em fevereiro de 2017, e classificada

como ativo não circulante mantida para venda desde 31 de dezembro de 2015.

Page 457: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEXO 12.1

CERTIFICAÇÃO

Eu, Wilson Pinto Ferreira Junior, certifico que:

1. Revisei este Relatório Anual no Formulário 20-F da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a

“Empresa”);

2. Com base no meu conhecimento, este relatório não contém qualquer declaração falsa a respeito de um fato substancial ou omite a

declaração de um fato substancial necessário para tornar as declarações feitas, em vista das circunstâncias nas quais essas declarações

foram feitas, não enganosas com relação ao período coberto por este relatório;

3. Com base no meu conhecimento, as demonstrações contábeis e as outras informações financeiras incluídas neste relatório

apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira, os resultados operacionais e os fluxos de caixa

da Empresa referentes aos períodos apresentados neste relatório;

4. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu somos responsáveis por estabelecer e manter os controles e procedimentos de

divulgação (conforme definidos nas Normas 13a-15(e) e 15d-15(e) da Lei de Mercado de Capitais) e o controle interno sobre o

relatório financeiro (conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) da Lei de Mercado de Capitais) para a Empresa, e:

(a) Projetamos esses controles e procedimentos de divulgação, ou fazemos com que esses controles e procedimentos de

divulgação sejam projetados sob a nossa supervisão, a fim de garantir que as informações substanciais relacionadas à Empresa,

incluindo as suas controladas, sejam conhecidas de nós por outros de dentro dessas empresas, especialmente durante o período

no qual este relatório estiver sendo preparado;

(b) Projetamos esse controle interno sobre o relatório financeiro, ou fizemos com que esse controle interno sobre o relatório

financeiro fosse projetado sob a nossa supervisão, a fim de fornecer uma garantia razoável a respeito da confiabilidade dos

relatórios financeiros, e do preparo das demonstrações contábeis para fins externos, em conformidade com os princípios

contábeis geralmente aceitos;

(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Empresa, e apresentamos neste relatório as nossas

conclusões a respeito da eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no final do período coberto por este relatório,

com base nessa avaliação; e

(d) Divulgamos, neste relatório, qualquer mudança no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa que ocorreu

durante o período coberto pelo relatório anual e que tenha prejudicado, ou que possa provavelmente prejudicar o controle

interno sobre o relatório financeiro da Empresa; e

5. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu divulgamos, com base na nossa avaliação do controle interno sobre o relatório

financeiro mais recente, aos auditores da Empresa e ao conselho fiscal do conselho de administração da Empresa (ou às pessoas

desempenhando uma função equivalente):

(a) Todas as deficiências e fraquezas significativas no design ou na operação do controle interno sobre o relatório financeiro,

que possa provavelmente prejudicar a habilidade da Empresa de registrar, processar, resumir e relatar informações financeiras; e

(b) Qualquer fraude, seja ou não substancial, que envolva a administração ou outros funcionários que tiverem um papel

significativo no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa.

Data: 28 de abril de 2017

Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior

Wilson Pinto Ferreira Junior

Diretor Presidente

Page 458: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEXO 12.2

CERTIFICAÇÃO

Eu, Armando Casado de Araújo, certifico que:

1. Revisei este Relatório Anual no Formulário 20-F da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a

“Empresa”);

2. Com base no meu conhecimento, este relatório não contém qualquer declaração falsa a respeito de um fato substancial ou omite a

declaração de um fato substancial necessário para tornar as declarações feitas, em vista das circunstâncias nas quais essas declarações

foram feitas, não enganosas com relação ao período coberto por este relatório;

3. Com base no meu conhecimento, as demonstrações contábeis e as outras informações financeiras incluídas neste relatório

apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira, os resultados operacionais e os fluxos de caixa

da Empresa referentes aos períodos apresentados neste relatório;

4. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu somos responsáveis por estabelecer e manter os controles e procedimentos de

divulgação (conforme definidos nas Normas 13a-15(e) e 15d-15(e) da Lei de Mercado de Capitais) e o controle interno sobre o

relatório financeiro (conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) da Lei de Mercado de Capitais) para a Empresa, e:

(a) Projetamos esses controles e procedimentos de divulgação, ou fazemos com que esses controles e procedimentos de

divulgação sejam projetados sob a nossa supervisão, a fim de garantir que as informações substanciais relacionadas à Empresa,

incluindo as suas controladas, sejam conhecidas de nós por outros de dentro dessas empresas, especialmente durante o período

no qual este relatório estiver sendo preparado;

(b) Projetamos esse controle interno sobre o relatório financeiro, ou fizemos com que esse controle interno sobre o relatório

financeiro fosse projetado sob a nossa supervisão, a fim de fornecer uma garantia razoável a respeito da confiabilidade dos

relatórios financeiros, e do preparo das demonstrações contábeis para fins externos, em conformidade com os princípios

contábeis geralmente aceitos;

(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Empresa, e apresentamos neste relatório as nossas

conclusões a respeito da eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no final do período coberto por este relatório,

com base nessa avaliação; e

(d) Divulgamos, neste relatório, qualquer mudança no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa que ocorreu

durante o período coberto pelo relatório anual e que tenha prejudicado, ou que possa provavelmente prejudicar o controle

interno sobre o relatório financeiro da Empresa; e

5. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu divulgamos, com base na nossa avaliação do controle interno sobre o relatório

financeiro mais recente, aos auditores da Empresa e ao conselho fiscal do conselho de administração da Empresa (ou às pessoas

desempenhando uma função equivalente):

(a) Todas as deficiências e fraquezas significativas no design ou na operação do controle interno sobre o relatório financeiro,

que possa provavelmente prejudicar a habilidade da Empresa de registrar, processar, resumir e relatar informações financeiras; e

(b) Qualquer fraude, seja ou não substancial, que envolva a administração ou outros funcionários que tiverem um papel

significativo no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa.

Data: 28 de abril de 2017

Por: /s/ Armando Casado de Araújo

Armando Casado de Araújo

Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor

Page 459: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEXO 13.1

CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A SEÇÃO 906

DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002

Com relação ao Relatório Anual da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a “Empresa”) no

Formulário 20-F referente ao exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016, conforme arquivado perante a Comissão de Valores

Mobiliários norte-americana na data do presente documento (o “Relatório”), eu, Wilson Pinto Ferreira Junior, certifico, de acordo

com o 18 U.S.C., seção 1350, conforme adotado de acordo com a seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley norte-americana de 2002, que, de

acordo com o meu melhor conhecimento:

(i) o Relatório cumpre integralmente as exigências da seção 13(a) ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 dos Estados

Unidos, conforme emenda; e

(ii) as informações contidas no Relatório apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira e os

resultados operacionais da Empresa.

Data: 28 de abril de 2017

Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior

Wilson Pinto Ferreira Junior

Diretor Presidente

Page 460: COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS

ANEXO 13.2

CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A SEÇÃO 906

DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002

Com relação ao Relatório Anual da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a “Empresa”) no

Formulário 20-F referente ao exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016, conforme arquivado perante a Comissão de Valores

Mobiliários norte-americana na data do presente documento (o “Relatório”), eu, Armando Casado de Araújo, certifico, de acordo com

o 18 U.S.C., seção 1350, conforme adotado de acordo com a seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley norte-americana de 2002, que, de

acordo com o meu melhor conhecimento:

(i) o Relatório cumpre integralmente as exigências da seção 13(a) ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 dos Estados

Unidos, conforme emenda; e

(ii) as informações contidas no Relatório apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira e os

resultados operacionais da Empresa.

Data: 28 de abril de 2017

Por: /s/ Armando Casado de Araújo

Armando Casado de Araújo

Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor