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GESTÃO 2016

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Wilson Ferreira Junior

Presidente

Márcio Pereira Zimmermann

Armando Casado de Araujo

Ricardo Moura de Araujo Faria

Celso Knijnik

Dayson Roberto Waldschmidt

CONSELHO FISCAL

Sônia Regina Jung

Presidente

Ernesto Carneiro Preciado

Engels Augusto Muniz

DIRETORIA EXECUTIVA

Márcio Pereira Zimmermann

Diretor-Presidente

Tomé Aumary Gregório

Diretor Financeiro

Gilberto Odilon Eggers

Diretor Administrativo

Jorge Andriguetto Júnior

Diretor de Engenharia

Rogério Bonini Ruiz

Diretor de Operação

Demonstrações Financeiras e Relatório da Administração 2015

Mensagem aos Acionistas

A Eletrobras Eletrosul apresenta seu Relatório de Administração de 2016, juntamente com as Demonstrações Financeiras Regulatórias da Companhia e o parecer dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal.

Nesta publicação constam informações detalhadas sobre as ações e o desempenho empresarial no ano de 2016, os quais demonstram o trabalho realizado com o objetivo de consolidar a empresa, cada vez mais, em sua posição de destaque como concessionária de serviços públicos de transmissão e geração de energia elétrica, como também no exercício da atividade de comercialização. Uma empresa focada na melhoria contínua de seus resultados operacionais e econômico-financeiros, que não deixa de lado seu caráter público, evidenciado pelas ações de responsabilidade socioambiental voltadas ao desenvolvimento econômico e social das comunidades onde está inserida, sempre pautada pela eficiência e ética empresarial.

Desta forma, a Alta Administração da empresa presta esclarecimentos adicionais com o objetivo de atender às expectativas do Governo Federal, dos acionistas, dos clientes, dos empregados, dos parceiros e da sociedade.

Mensagem da Administração

O ano de 2016 encerrou com uma grande notícia para a Eletrobras Eletrosul e para o Brasil: a inauguração da Usina Hidrelétrica Jirau, em Rondônia, considerada o quarto maior aproveitamento hidrelétrico em operação no País e onde a empresa possui 20% de participação acionária. Também tivemos outros motivos para comemorar ao longo do ano, como o reconhecimento de créditos decorrentes da Rede Básica do Sistema Existente (RBSE), na ordem de R$ 2 bilhões, que afetou satisfatoriamente os resultados econômicos da empresa no ano. No aspecto operacional, obtivemos índices muito positivos em 2016, que puderam ser atestados pelo resultado de uma pesquisa realizada com nossos clientes, na qual o nível de satisfação ficou próximo a 100%.

Em decorrência de turbulências ocorridas em diferentes setores do País e os seus reflexos para o Setor Elétrico nacional, houve a necessidade de adequação, por parte da Eletrobras Eletrosul, a esse novo contexto. Foram adotadas medidas de otimização de recursos, redução de custos e reformulação de investimentos, o que ensejou na elaboração e aprovação de um Plano de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021.

Os indispensáveis ajustes nos levaram a reduzir investimentos em todas as áreas, mas não paramos de olhar para frente. Nossas equipes trabalharam muito nas soluções encontradas para que a Eletrobras Eletrosul honre os compromissos assumidos. Da mesma forma, a preocupação com as comunidades onde a empresa está inserida não foi deixada de lado, e os trabalhos socioambientais prosseguiram. Se houve menos recursos para investir, tivemos mais coragem e criatividade para manter a imagem positiva da qual a empresa pode – e deve – se orgulhar.

Essa dedicação, criatividade e orgulho pela Eletrobras Eletrosul é o que nos leva, como corporação, a enfrentar e superar as dificuldades. Dessa forma, seguimos nosso caminho buscando uma empresa cada vez mais forte e sustentável, que exerce papel fundamental para o desenvolvimento econômico e social não apenas das comunidades onde está presente, mas também do Brasil.

Diretoria Executiva

Conselho de Administração

Sumário

1 PERFIL DA EMPRESA ......................................................................................................... 7

2 NEGÓCIOS ........................................................................................................................... 8

3 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO .................................................................... 23

4 GOVERNANÇA CORPORATIVA ....................................................................................... 30

5 PLANEJAMENTO E GESTÃO EMPRESARIAL ................................................................ 32

6 PESQUISA, DESENVOLVIMENTO, INOVAÇÃO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ............. 36

7 SOCIEDADE E MEIO AMBIENTE ...................................................................................... 36

8 PRINCIPAIS ACONTECIMENTOS ..................................................................................... 40

9 PRÊMIOS E RECONHECIMENTOS ................................................................................... 41

10 PERSPECTIVAS ................................................................................................................. 42

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS E NOTAS EXPLICATIVAS .................. 44

RELATÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE ........................................................................ 145

7

1 PERFIL DA EMPRESA A Eletrosul Centrais Elétricas S.A., constituída em 23/12/1968 e autorizada a funcionar pelo Decreto nº 64.395, de 23 de abril de 1969, é uma sociedade de economia mista de capital fechado, concessionária de serviços públicos de transmissão e de produção independente de energia elétrica.

Controlada das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), com sede em Florianópolis, Santa Catarina, a Eletrobras Eletrosul possui atuação nas regiões Sul (Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná), Centro-Oeste (Mato Grosso do Sul e Mato Grosso) e Norte (Pará e Rondônia), por meio de empreendimentos próprios e em parceria.

Alinhada às políticas públicas do Governo Federal, em 2016, a Eletrobras Eletrosul investiu R$ 185 milhões em ativos próprios nas áreas de geração e de transmissão, além de R$ 447 milhões em empreendimentos de geração e transmissão em implantação por meio de Sociedades de Propósito Específico (SPEs).

1.1 Quadro Acionário

Em 31/12/2016, a Eletrobras Eletrosul apresenta a seguinte estrutura societária:

Acionistas Qtde de ações Capital Social (R$ Mil) % de participação

Eletrobras 102.212.728 4.353.915 99,8782

Usiminas 57.901 2.466 0,0566

CEEE 49.519 2.109 0,0484

Copel 14.195 605 0,0139

Celesc 1.544 66 0,0015

CSN 1.194 51 0,0012

Outros 320 14 0,0003

Total 102.337.401 4.359.226 100,00

1.2 Participações Societárias

A Eletrobras Eletrosul, além do parque gerador e sistemas de transmissão próprios, participa de projetos nos segmentos de geração e de transmissão de energia elétrica em outras sociedades controladas e controladas em conjunto:

8

1.3 Panorama Econômico e Setorial

Segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a área de atuação preponderante da Eletrobras Eletrosul responde por, aproximadamente,

17,8%1 do PIB nacional e 18,8%2 do mercado de energia elétrica brasileiro, abrigando uma população da

ordem de 32,1 milhões de habitantes³, o que representa 15,6%3 da população brasileira. Essa área também responde por 33,3%¹ da produção agropecuária, 19,1%¹ da indústria e 16,3%¹ do comércio nacional.

2 NEGÓCIOS Na condução de seus negócios, a Eletrobras Eletrosul realiza estudos e projetos, constrói e opera instalações de transmissão e de geração de energia elétrica, investe em pesquisa e desenvolvimento, fomenta o uso de fontes alternativas de energia, presta serviços de telecomunicação e pratica outros atos de comércio decorrentes dessas atividades. A empresa também atua na área de comercialização de energia elétrica.

2.1 Geração

No segmento de geração, a empresa realiza atividades para implantação de empreendimentos hidrelétricos e de fontes alternativas, sendo que a atual carteira de empreendimentos de geração de energia elétrica (próprios e parcerias) totaliza 2.100,4 MW de potência em operação comercial (considerando apenas o percentual que cabe à Eletrobras Eletrosul).

Os investimentos realizados associados aos empreendimentos acima totalizam mais de R$ 6 bilhões.

2.1.1 Parque Gerador

Com relação aos empreendimentos de geração em operação comercial, estes totalizam onze usinas próprias, uma em consórcio e nove em parceria por meio de Sociedades de Propósito Específico (SPEs), conforme mostrado no quadro a seguir:

Usina Potência Instalada

(MW)

Potência Instalada

em Operação Comercial

(MW)

Garantia Física (MW

Médios)

Propriedade (%)

Potência Instalada

(MW) Proporcional

Garantia Física (MW

Médios) Proporcional

Início da Operação Comercial

Vencimento da Outorga

Corporativo 661,2 661,2 349,0 - 476,0 248,2 - -

UHE Passo São João 77,0 77,0 41,1 100,0 77,0 41,1 03/12 08/41

UHE Governador Jayme Canet Júnior (Consórcio Cruzeiro do Sul)

363,1 363,1 197,7 49,0 177,9 96,9 11/12 07/42

UHE São Domingos 48,0 48,0 36,4 100,0 48,0 36,4 06/13 12/37

PCH Barra do Rio Chapéu 15,2 15,2 8,6 100,0 15,2 8,6 02/13 05/34

PCH João Borges 19,0 19,0 10,1 100,0 19,0 10,1 07/13 12/35

Eólica Cerro Chato I 30,0 30,0 11,3 100,0 30,0 11,3 01/12 08/45

Eólica Cerro Chato II 30,0 30,0 11,3 100,0 30,0 11,3 08/11 08/45

Eólica Cerro Chato III 30,0 30,0 11,3 100,0 30,0 11,3 06/11 08/45

Eólica Coxilha Seca 30,0 30,0 13,2 100,0 30,0 13,2 12/15 05/49

Eólica Capão do Inglês 10,0 10,0 4,5 100,0 10,0 4,5 12/15 05/49

Eólica Galpões 8,0 8,0 3,5 100,0 8,0 3,5 12/15 05/49

Megawatt Solar 0,9 0,9Não

aplicável100,0 0,9

Não aplicável

09/14 Não

aplicável

1 IBGE - Diretoria de Pesquisas, Coordenação de Agropecuária, Contas Regionais do Brasil 2010-2014.

2 EPE - Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica – Dez/2016. 3 IBGE - Estimativas populacionais para os municípios e para as Unidades da Federação brasileiros – Jul/2016.

9

SPE´s 6.231,8 6.177,8 3.395,2 - 1.624,4 839,5 - -

UHE Jirau 3.750,0 3.750,0 2.205,1 20,0 750,0 441,0 09/13 08/43

UHE Teles Pires 1.819,8 1.819,8 930,7 24,7 449,9 230,1 11/15 06/46

Santa Vitória do Palmar Holding 258,0 258,0 109,5 49,0 126,4 53,7 02/15 04/47

Livramento Holding 79,2 25,2 11,7 59,0 46,7 6,9 11/13 03/47

Chuí Holding 144,0 144,0 59,6 49,0 70,6 29,2 05/15 04/47

Eólica Hermenegildo I 57,3 57,3 24,9 99,99 57,3 24,9 11/15 06/49

Eólica Hermenegildo II 57,3 57,3 25,3 99,99 57,3 25,3 12/15 06/49

Eólica Hermenegildo III 48,3 48,3 21,0 99,99 48,3 21,0 12/15 06/49

Eólica Chuí IX 17,9 17,9 7,4 99,99 17,9 7,4 10/15 05/49

Total 6.893,0 6.839,0 3.744,2 - 2.100,4 1.087,7 - -

Além dos empreendimentos citados acima a empresa tem ainda autorização para construção das PCHs Santo Cristo e Coxilha Rica.

2.1.2 Garantia Física

No que se refere à garantia física realizada de suas usinas nos anos de 2015 e 2016, bem como à garantia física esperada para o período de 2017 a 2021, o parque gerador da Eletrobras Eletrosul apresenta os seguintes valores:

Usina - Garantia Física MWh/ano Proporcional

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Corporativo 1.988.721,48 2.158.291,04 2.152.420,35 2.247.028,35 2.247.028,35 2.253.158,24 2.247.287,55UHE Passo São João 360.036,00 361.022,40 360.036,00 360.036,00 360.036,00 361.022,40 360.036,00 UHE Governador Jayme Canet Júnior (Consórcio Cruzeiro do Sul)

848.607,48 850.906,08 848.607,48 848.607,48 848.607,48 850.906,08 848.607,48

UHE São Domingos 318.864,00 319.737,60 318.864,00 318.864,00 318.864,00 319.737,60 318.864,00 PCH Barra do Rio Chapéu 75.423,60 75.630,24 75.423,60 75.423,60 75.423,60 75.630,24 75.423,60 PCH João Borges 88.826,40 89.069,76 88.826,40 88.826,40 88.826,40 89.069,76 88.826,40 Eólica Cerro Chato I 98.988,00 99.259,20 98.988,00 98.988,00 98.988,00 99.259,20 98.988,00 Eólica Cerro Chato II 98.988,00 99.259,20 98.988,00 98.988,00 98.988,00 99.259,20 98.988,00 Eólica Cerro Chato III 98.988,00 99.259,20 98.988,00 98.988,00 98.988,00 99.259,20 98.988,00 Eólica Coxilha Seca - 103.651,20 103.368,00 103.368,00 103.368,00 103.651,20 103.368,00 Eólica Capão do Inglês - 34.252,64 34.159,06 34.159,06 34.159,06 34.252,64 34.159,06 Eólica Galpões - 26.243,52 26.171,82 26.171,82 26.171,82 26.243,52 26.171,82 Megawatt Solar Não aplicável Não aplicável Não aplicável Não aplicável Não aplicável Não aplicável Não aplicávelSociedade de Propósito Específico - SPE 19.257.015,61 29.490.523,20 29.423.088,00 29.423.088,00 29.423.088,00 29.503.699,20 29.423.088,00ESBR Participações S.A. 17.777.666,2019.189.526,40 19.137.096,00 19.137.096,00 19.137.096,00 19.189.526,40 19.137.096,00Teles Pires Participações S.A. 231.012,00 8.040.873,60 8.018.904,00 8.018.904,00 8.018.904,00 8.040.873,60 8.018.904,00Eólica Livramento S.A.* 84.096,00 84.326,40 93.732,00 93.732,00 93.732,00 93.988,80 93.732,00 Santa Vitória do Palmar S.A. 815.068,80 959.212,80 962.724,00 962.724,00 962.724,00 965.361,60 962.724,00 Eólica Chuí Holding S.A. 301.825,41 526.161,60 522.096,00 522.096,00 522.096,00 523.526,40 522.096,00 Hermenegildo I S.A. 12.609,60 218.721,60 218.124,00 218.124,00 218.124,00 218.721,60 218.124,00 Hermenegildo II S.A. 21.513,60 222.235,20 221.628,00 221.628,00 221.628,00 222.235,20 221.628,00 Hermenegildo III S.A. 9.715,20 184.464,00 183.960,00 183.960,00 183.960,00 184.464,00 183.960,00 Chuí IX S.A. 3.508,80 65.001,60 64.824,00 64.824,00 64.824,00 65.001,60 64.824,00 Total 21.245.737,09 31.648.814,24 31.575.508,35 31.670.116,35 31.670.116,35 31.756.857,44 31.670.375,55* Foi considerada apenas a GF da Eólica Ibirapuitã em função da suspensão da Operação Comercial das Usinas sinistradas.

2.1.3 Modelo de Negócio e Condições no ACR

As relações comerciais no atual modelo do setor elétrico brasileiro se estabelecem no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e no Ambiente de Contratação Livre (ACL). No Mercado de Curto Prazo são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre os montantes gerados, contratados e consumidos.

No ACR a energia é vendida para os distribuidores de energia, que repassam a energia para os consumidores cativos. É um segmento de mercado com prazos de suprimento mais longos (15 a 30 anos) e preços mais estáveis, que garantem estabilidade nas receitas, facilitando a obtenção de financiamentos a menores custos, viabilizando a construção dos empreendimentos.

Desde 2010, com o retorno da Eletrobras Eletrosul à geração, a empresa atua fortemente no ACR, comercializando a energia produzida pelos empreendimentos UHE Passo São João, UHE Governador Jayme Canet Júnior, UHE São Domingos e Complexo Eólico Cerro Chato. Em 2015, a empresa ampliou

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sua atuação nesse ambiente, com a incorporação dos parques eólicos Galpões, Capão do Inglês e Coxilha Seca, que venderam cerca de 70% da energia em leilões regulados.

Usina Modelo de Negócio em 1º/jan/2016

Preço no ACR em

1º/jan/2016 (R$)

Data e índice de reajuste no ACR

Corporativo

UHE Passo São João 100% no ACR até o vencimento da concessão

191,33 Reajuste na data base do reajuste tarifário ds distribuidora. Índice IPCA

UHE Governador Jayme Canet Júnior (Consórcio Cruzeiro do Sul)

100% no ACR até o vencimento da concessão


UHE São Domingos 100% no ACR até o vencimento da concessão


PCH Barra do Rio Chapéu 100% no ACL até o vencimento da autorização

Não aplicável

Não aplicável

PCH João Borges 100% no ACL até o vencimento da autorização

Não aplicável

Não aplicável

Eólica Cerro Chato I 100% no ACR até o vencimento da autorização

187,12 Data de Reajuste: 01/07. Índice IPCA

Eólica Cerro Chato II 100% no ACR até o vencimento da autorização


Eólica Cerro Chato III 100% no ACR até o vencimento da autorização


Eólica Coxilha Seca 65% no ACR e 35% no ACL até o vencimento da autorização


Eólica Capão do Inglês 64% no ACR e 36% no ACL até o vencimento da autorização


Eólica Galpões 62% no ACR e 38% no ACL até o vencimento da autorização


Megawatt Solar 100% no ACL. Não

aplicável Não aplicável

Sociedade de Propósito Específico – SPE

ESBR Participações S.A. 70% no ACR e 30% no ACL até o vencimento da concessão


Teles Pires Participações S.A.

85% no ACR e 15% no ACL até o vencimento da concessão


Eólica Livramento S.A.* 100% no ACR até Dez/33. Após ACL 131,60 Data de Reajuste: 01/01. Índice IPCA Santa Vitória do Palmar S.A.

100% no ACR até Dez/33. Após ACL 132,93 Data de Reajuste: 01/01. Índice IPCA

Eólica Chuí Holding S.A. 100% no ACR até Dez/33. Após ACL 138,97 Data de Reajuste: 01/01. Índice IPCA

Hermenegildo I S.A. 77,9% no ACR e 22,1% no ACL até o vencimento da autorização.


Hermenegildo II S.A. 74,7% no ACR e 25,3% no ACL até o vencimento da autorização.


Hermenegildo III S.A. 74,3% no ACR e 25,7% no ACL até o vencimento da autorização.


Chuí IX S.A. 74,3% no ACR e 25,7% no ACL até o vencimento da autorização.


*Preço Médio do Complexo. Os preços de venda individual dos empreendimentos são diferentes entre si.

O ACL possibilita aos agentes maior liberdade para negociar a compra e venda de energia, estabelecendo volumes, preços e prazos de suprimento. Trata-se de um ambiente mais dinâmico, com volumes e prazos de suprimentos mais flexíveis e preços mais voláteis quando comparados ao ACR. Em contrapartida, existem oportunidades de obter melhores preços de venda, aumentando a rentabilidade dos empreendimentos.

A Eletrobras Eletrosul tem como estratégia de comercialização a venda gradativa da energia disponível para um determinado período, de forma a minimizar o risco de exposição ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). As vendas são feitas dentro das “janelas” de oportunidade que se apresentam quando o mercado revela maior propensão de compra.

A empresa iniciou a atuação no ACL em 2014, por meio da comercialização de energia proveniente das PCHs Barra do Rio Chapéu e João Borges, e da Usina Megawatt Solar. Pelo fato dos empreendimentos serem de fontes incentivadas, os preços de venda são maiores, pois os compradores dessa energia

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recebem o benefício de desconto nas tarifas de uso da rede, além de contarem com energia de fontes limpas e renováveis.

A partir de 2015, a Eletrobras Eletrosul ampliou consideravelmente a atuação no ACL com a entrada em operação comercial das usinas UHE Jirau e UHE Teles Pires, revendendo parte da energia comprada desses empreendimentos por meio de leilões realizados no ACL.

O cenário de recessão econômica em 2016, com emprego e renda em retração, repercutiu na diminuição da demanda por energia elétrica, que apresentou recuo de 1% em relação a 2015. O menor consumo aliado à disponibilidade de energia hídrica levou o PLD a apresentar média em torno de R$ 48/MWh no primeiro semestre.

No segundo semestre, a combinação de baixo nível dos reservatórios do Norte e Nordeste e menor expectativa de vazões, aliada à revisão da projeção de demanda de energia, provocou o aumento do PLD para patamares ao redor de R$ 142/MWh.

A Eletrobras Eletrosul vendeu 90% de seu portfólio de energia por meio de contratos de médio e longo prazo no ACR e ACL, minimizando a exposição a volatilidade do PLD, além de garantir estabilidade no fluxo de receitas da empresa. Cerca de 10% do portfólio foi reservado para hedge hidrológico e perdas, sendo o saldo dessa reserva comercializado mensalmente no curto prazo, em 2016.

O baixo nível dos reservatórios resultou na menor produção de energia hidrelétrica frente à garantia física estabelecida para as usinas no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Esse déficit de geração, conhecido pela sigla GSF (Generation Scaling Factor), ficou em 14,2%, reduzindo a energia disponível das hidrelétricas da Eletrobras Eletrosul.

Por meio da repactuação do risco hidrológico relativo às usinas contratadas no ACR (UHE Passo São João, UHE Governador Jayme Canet Júnior e UHE São Domingos), o produto selecionado (SP 92) garantiu proteção contra redução de garantia física nos cenários de GSF maior que 8%, mitigando parcialmente os impactos do GSF.

Em complemento, frente à condição hidrológica adversa, adotou-se a estratégia de alocar parte da energia comprada via contrato de compra de energia da UHE Jirau e UHE Teles Pires. Esses montantes de energia foram destinados para formação do chamado “hedge hidrológico”, o que também mitigou os efeitos financeiros do GSF e manteve a estabilidade do fluxo de receitas.

2.1.4 Novos Negócios e Parcerias

O ano de 2016 foi marcado pela consolidação dos investimentos no segmento de geração concebidos pela Eletrobras Eletrosul em anos anteriores, envidando seus esforços na conclusão dos empreendimentos em implantação.

2.1.5 Centro de Operação de Geração

As usinas da Eletrobras Eletrosul são operadas centralizadamente por meio do Centro de Operação de Geração (COG), que faz parte do Centro de Operação do Sistema Eletrosul (COSE), em turno de revezamento 24 horas, com pelo menos quatro operadores em tempo real por turno. Além disso, prestam suporte à operação em tempo real equipes de pré-operação, pós-operação, telecomunicações, engenharia de tempo real e equipe de proteção, bem como equipes que atuam como apoio à operação nas plantas de geração, em horário comercial.

Todos os desligamentos no sistema de geração sob a responsabilidade operativa da Eletrobras Eletrosul sejam intempestivos ou decorrentes de procedimentos operativos, são objetos de análise detalhada por meio de uma rotina de análise do desempenho dos equipamentos, do sistema de proteção e dos procedimentos da operação. Na rotina, os procedimentos executados e o tempo de recomposição do sistema são classificados e avaliados visando à qualidade da operação. Além disso, o desempenho das

12

proteções aplicadas nas usinas da empresa também é objeto de análise detalhada, garantindo a eficiência e a segurança das mesmas e do Sistema Interligado Nacional (SIN).

As equipes de manutenção são descentralizadas, sendo que a logística e o dimensionamento destas são reconfiguradas sempre que as análises e cálculos desenvolvidos pela área de Engenharia de Manutenção da empresa demandarem ajustes. As equipes de Coordenação Técnica e de Engenharia de Manutenção realizam análises sistemáticas do desempenho das instalações, tendo presente os dados disponíveis nos sistemas de gestão da Eletrobras Eletrosul. Dessas análises resultam as definições de melhorias e reformas a serem implantadas nas instalações, com o objetivo de manter a confiabilidade das usinas.

A empresa possui reserva de equipamentos e acessórios, com o intuito de reduzir, ao máximo, os tempos de eventuais indisponibilidades das unidades geradoras.

Indicadores Operacionais de Geração

Na gestão operacional de suas usinas hidrelétricas e eólicas, a Eletrobras Eletrosul apresenta o seguinte desempenho quanto à disponibilidade:

Disponibilidade 2014 2015 2016

Disponibilidade Usinas Hidrelétricas* 89,88% 90,21% 90,78%

Disponibilidade Usinas Eólicas ** 98,33% 98,13% 98,77% * Média anual acumulada nos últimos 60 meses. **Média Anual de disponibilidades das Usinas Eólicas Cerro Chato I, II e III no último ano.

2.2 Transmissão

O Sistema de Transmissão Próprio da Eletrobras Eletrosul, considerando todos os contratos de concessão, é constituído por 44 subestações e uma conversora de frequência (localizada na fronteira do Brasil com a Argentina), representando uma capacidade total de transformação de 25.850,80 MVA, além de 10.991,37 km de linhas de transmissão.

Com a edição da Lei nº 12.783/13, o Sistema de Transmissão Próprio da empresa apresenta a seguinte configuração:

Situação Subestações / Conversora de

Frequência

Linhas de Transmissão

(Km) Capacidade Transformação (MVA)

Empreendimentos renovados pela Lei 12.783/13 38 9.426,38 21.413,10Empreendimentos não afetados pela Lei 12.783/13 7 1.564,99 4.437,70Total 45 10.991,37 25.850,80

Além disso, a Eletrobras Eletrosul tem envolvimento com mais 55 subestações de propriedade de outras empresas, nas quais possui parceria, equipamentos e/ou bays instalados, ou presta serviços de manutenção e/ou operação.

Sistema de Transmissão Próprio Eletrobras Eletrosul Subestações / Conversora de Frequência 45 Capacidade de Transformação (MVA) 25.850,80

Linhas de Transmissão (Km)

Tensão (kV) Extensão 69 56,2

132 12,5 138 1.898,59 230 5.254,79 525 3.769,29

Total 10.991,37

13

2.2.2 Empreendimentos de Transmissão em Parceria em Operação

Empresa Partic. Linha de transmissão Extensão

(KM) Concessão

Vencimento da concessão

ETAU 27,42% LT 230 kV Campos Novos (SC) – Santa Marta (RS)

188,0 12/2002 12/2032

Costa Oeste 49,00% LT 230 kV Cascavel Oeste - Umuarama (PR) 151,5 01/2012 01/2042

Marumbi 20,00% LT 525 kV Curitiba - Curitiba Leste (PR). 29,0 05/2012 05/2042

TSBE 80,00% LT 230 kV Nova Santa Rita - Camaquã 3; LT 230 kV Camaquã 3- Quinta; LT 525 kV Salto Santiago - Itá; LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita.

783,0 05/2012 05/2042

FOTE 51,00% Seccionamento LT 138 kV Alegrete 1 – Santa Maria 1

1,9 01/2014 01/2044

TSLE 51,00%

LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo; LT 525 kV Povo Novo - Marmeleiro; LT 525 kV Marmeleiro - Santa Vitória do Palmar, Seccionamento da LT 230 Kv Camaquã 3

468,0 08/2012 08/2042

Uirapuru 75,00% LT 525 kV Ivaiporã (PR) – Londrina (PR) 120,0 03/2005 03/2035

Total 1.739,5 - -

Empresa Partic. Subestação Capacidade

Transformação(MVA)

Concessão Vencimento da

concessão

ETAU 27,42% SE Lagoa Vermelha 2 230/138 kv 300 12/2002 12/2032

SE Barra Grande 230/138 kv - 12/2002 12/2032

Costa Oeste 49,00% SE Umuarama 230/138 kv 300 01/2012 01/2042

Marumbi 20,00% SE Curitiba leste 525/230 kV 672 05/2012 05/2042

TSBE 80,00% SE Camaquã 3 230/69 kV 166 05/2012 05/2042

FOTE 51,00% Ampliação SE Santa Maria 3 166 01/2014 01/2044

TSLE 51,00%

SE Povo Novo 525/230 kv 672 08/2012 08/2042

SE Marmeleiro 2 525 kv (200 Mvar) - 08/2012 08/2042

SE Santa Vitória do Palmar 2 525/138 kv 75 08/2012 08/2042

SE Povo Novo 525/230 kv (ampliação) 672 08/2012 08/2042

Total 2.857 - -

2.2.3 Projetos e Empreendimentos de Transmissão em Implantação

A atual carteira de projetos e empreendimentos de transmissão em implantação pela Eletrobras Eletrosul é formada pelos empreendimentos corporativos autorizados pela ANEEL, por meio de Resolução Autorizativa (REA), e pelos empreendimentos conquistados nos Lotes A e E (SPE Paraíso) do Leilão ANEEL nº 004/2014, bem como pelos empreendimentos em construção das SPEs Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. (FOTE), e Transmissora Sul Litorânea de Energia (TSLE), conforme apresentado nos quadros a seguir:

Investimentos Novos em Linhas de Transmissão / Subestações - Características Físicas

Empreendiemnto Circuito Tensão

(kV) Extensão (Km)

Capacidade Transformação

(MVA)

Início Operação Comercial

Vencimento de Outorga

Localização (Estado)

Corporativo - - 1.802,0 4.781,0 - - -

Lote A Leilão ANEEL

004/2014

LT 230 kV Capivari do Sul - Viamão 3 CS 230 71,8 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Capivari do Sul - Guaíba 3 CS 525 170,0 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Capivari do Sul – Gravataí CS 525 73,7 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Guaíba 3 - Povo Novo (C2) CS 525 235,6 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo (C2) CS 525 152,0 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2 (C2)

CS 525 48,3 - 03/18 03/45 RS

LT 525 kV Guaíba 3 - Nova Santa Rita (C2) CS 525 37,0 - 03/18 03/45 RS LT 525 kV Gravataí - Guaíba 3 CS 525 68,7 - 03/18 03/45 RS LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C1) CS 230 19,1 - 03/18 03/45 RS LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C2) CS 230 19,1 - 03/18 03/45 RS Secc. LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo CS 525 10,8 - 03/18 03/45 RS

14



(kV) Extensão (Km)


(MVA)




Novo, na SE Guaíba 3 LT 525 kV Candiota 2 - Guaíba 3 (CD) CD 525 271,0 - 03/18 03/45 RS Secc. LT 230 kV Bagé 2 - Pres. Médici, na SE Candiota 2

CS 230 6,4 - 03/18 03/45 RS

LT 230 kV Porto Alegre 1 - Porto Alegre 8 (subterrânea)

CS 230 4,0 - 03/18 03/45 RS


CS 230 3,5 - 03/18 03/45 RS

LT 230 kV Gravataí 3 - Osório 3 CS 230 67,5 - 03/18 03/45 RS Secc. LT 230 kV Lagoa dos Barros - Osório 2, na SE Osório 3

CS 230 1,6 - 03/18 03/45 RS

Secc. LT 230 kV Nova Prata 2 - Passo Fundo (C1), na SE Vila Maria

CS 230 0,8 - 03/18 03/45 RS


CS 230 0,8 - 03/18 03/45 RS

LT 230 kV Alegrete 2 - Livramento 3 CS 230 122,1 - 03/18 03/45 RS LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3 CS 230 224,0 - 03/18 03/45 RS LT 230 kV Cerro Chato - Livramento 3 CS 230 6,0 - 03/18 03/45 RS LT 230 kV Livramento 3 - Maçambará 3 CS 230 186,4 - 03/18 03/45 RS Secc. LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo (C1), na SE Maçambará 3

CS 230 1,2 - 03/18 03/45 RS

Secc. LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo (C2), na SE Maçambará 3

CS 230 0,6 - 03/18 03/45 RS

SE Capivari do Sul - 525/230/1

38 - 1.544,0 03/18 03/45 RS

SE Viamão 3 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Gravataí (ampliação) - 525 - - 03/18 03/45 RS SE Guaíba 3 - 525/230 - 1.344,0 03/18 03/45 RS SE Guaíba 2 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Santa Vitória do Palmar 2 (ampliação) - 525 - - 03/18 03/45 RS SE Marmeleiro 2 (ampliação) - 525 - - 03/18 03/45 RS SE Povo Novo (ampliação) - 525 - - 03/18 03/45 RS SE Nova Santa Rita (ampliação) - 525 - - 03/18 03/45 RS SE Candiota2 - 525/230 - 1.344,0 03/18 03/45 RS SE Livramento 3 - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Maçambará3 - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Alegrete 2 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Santa Maria 3 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Cerro Chato (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Porto Alegre 1 (ampliação, GIS) - 230/69 - 249,0 03/18 03/45 RS SE Porto Alegre 8 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Porto Alegre 12 (ampliação, GIS) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Osório 3 - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Gravataí 3 (ampliação) - 230 - - 03/18 03/45 RS SE Vila Maria - 230/138 - 300,0 03/18 03/45 RS

Corporativo – Autorizações ANEEL - - 0,0 1.502,0 - - -

Contrato 057/2001

SE GAROPABA ENCANTADA - AMPLIAÇÃO ESUL E SECCIONAMENTO DA LT PALHOÇA - JORGE LACERDA A - Implantar, na SE Garopaba, duas entradas de linha 138 kV, arranjo barra principal e transferência, para o circuito da LT Jorge Lacerda A e para o circuito da LT Palhoça. - Seccionamento da LT 138kV Jorge Lacerda A – Palhoça, em circuito duplo, para implantação da nova SE Garopaba Encantada (CELESC).

CD 138 A definir* - A definir* 12/42 SC

SE CANOINHAS - AMPLIAÇÃO" F" - Substituição do 3º autotransformador trifásico, de 230/138-13,8 kV, 75 MVA por outro de 150 MVA. - Adequação do módulo de conexão 230 kV existente, com a substituição de 03 para-raios e do sistema de proteção, controle e supervisão. - Adequação do módulo de conexão 138 kV existente, com a substituição de 03 para-raios e 03 transformadores de corrente.

- 230/138 - 75,0 01/18 12/42 SC

SE TAPERA – AMPLIAÇÃO “C” - Implantação de 01 banco de capacitores 230 kV - 50 MVAr na SE Tapera 2 e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo barra dupla a quatro chaves.

- 230 - - 01/18 12/42 SC

SE SANTO ÂNGELO – AMPLIAÇÃO “G” - Implantação de um banco de 3 autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 13,8 kV, 672 MVA na SE Santo Ângelo 2 e de seus respectivos módulos de conexão.

- 525/230 - 672,0 02/18 12/42 RS

SE DOURADOS – AMPLIAÇÃO “I” - Implantação de 02 bancos de capacitores 230 kV – 50 MVAr cada, na SE Dourados e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo barra dupla a quatro chaves.

- 230 - - 04/18 12/42 MS

SE DOURADOS – AMPLIAÇÃO “H” - Desmontagem e transporte de 01 Autotransformador 230/138 kV – 75 MVA, proveniente da SE Itajaí e posterior montagem na SE Dourados, como reserva de sistema.

- 230 - - 04/18 12/42 MS

SE BIGUAÇU – AMPLIAÇÃO “K” - Instalação do Banco de Capacitores 230kV – 100MVAr, e respectivo módulo de conexão 230 kV e 69 kV, no arranjo barra dupla a

- 230 - - 11/18 12/42 SC

15



(kV) Extensão (Km)


(MVA)




quatro chaves.

Contrato 011/2010

SE NOVA PETRÓPOLIS – AMPLIAÇÃO “A” Instalação do 2º transformador trifásico, de 230/69-13,8 kV, 83 MVA, e respectivos módulos de conexão 230 kV e 69 kV, nos arranjos barra dupla a quatro chaves e barra principal e transferência.

- 230/69 - 83,0 09/18 10/40 RS

Contrato 010/2005

SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "J" - Instalação do 3º banco autotransformador (TF3), monofásico, de 525/230-13,8 kV, 672 MVA, e respectivos módulos de conexão 525 kV e 230 kV, nos arranjos disjuntor e meio (525 kV) e barra dupla a quatro chaves (230 kV), na Subestação Biguaçu - 525/230 kV.

- 525/230 - 672,0 02/17 03/35 SC

SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "M" - Implantação de 01 banco de reatores de barra 525 kV – 3x50 MVAr (e 01 reator reserva – 50 MVAr) na SE Biguaçu e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo disjuntor e meio. - Interligação de barramentos IB4, em 525 kV na SE Biguaçu.

- 525 - - 06/17 03/35 SC

Sociedade de Propósito Específico – SPE - - 537,0 1.422,0 - - -

ETAU Ampliação da SE Lagoa Vermelha II - 50 Mvar

- 230 - - 09/18 12/32 RS

TSLE Ampliação SE Povo Novo 525/230 kV (reforço rea 4.916 ANEEL)

- 525/230 - 672,0 01/18 08/42 RS

FOTE

LT Santo Ângelo/Maçambará CS 230 199,0 - 11/18

01/44 RS

LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C1 CS 230 36,0 - 10/17 LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C2 CS 230 36,0 - 06/18 SE Pinhalzinho, em 230/138 kV (com os 3 ATFs)

- 230/138 - 450,0 10/17

Ampliação da SE Foz do Chapecó - 230 - - 10/17 Ampliação da SE Maçambará - 230 - - 11/18 Ampliação da SE Santo Ângelo - 230 - - 11/18

Paraíso (Lote E Leilão

ANEEL 004/2014)

LT Paraíso 2-Chapadão CS 230 65,0 - 09/17**

03/45 MS

LT Campo Grande 2-Paraíso 2 CS 230 200 - 03/18** Seccionamento LT Chapadão - Campo Grande2 - C1 na SE Paraíso 2

CD 230 1,0 - 09/17**

SE Campo Grande 2 EL 230 PAR2 - 230 - - 03/18** SE Chapadão EL PAR2 - 230 - - 09/17** SE 230/138 kV Paraíso 2 - 230/138 - 300,0 09/17**

Total - - 2.339,0 7.705,0 - - - SE – Subestação; LT - Linha de Transmissão CS - Circuito Simples; CD - Circuito Duplo *Projeto depende da localização do novo terreno **O cronograma inicial da SPE Paraíso ficou inviabilizado devido à suspensão temporária de grande parte das atividades desde outubro/2015 decorrente dos problemas de fluxo de caixa da SPE. A definição do novo cronograma depende da solução destes problemas, que se espera resolver com a Chamada Pública de busca de parcerias que encontra-se em andamento.

Investimentos Novos em Linhas de Transmissão / Subestações - Características Financeiras

Empreendimento Propriedade RAP (R$ Mil) RAP Proporc.

(R$ Mil)

Ano de degrau da

RAP

Mês Base Reajuste

Índice de Correção

Corporativo - 235.207 235.207 - - -

Lote A Leilão ANEEL

004/2014

LT 230 kV Capivari do Sul - Viamão 3

100,00 336.000 336.000 Não aplicável Julho IPCA

LT 525 kV Capivari do Sul - Guaíba 3 LT 525 kV Capivari do Sul – Gravataí LT 525 kV Guaíba 3 - Povo Novo (C2) LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo (C2) LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2 (C2) LT 525 kV Guaíba 3 - Nova Santa Rita (C2) LT 525 kV Gravataí - Guaíba 3 LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C1) LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C2) Secc. LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo, na SE Guaíba 3 LT 525 kV Candiota 2 - Guaíba 3 (CD) Secc. LT 230 kV Bagé 2 - Pres. Médici, na SE Candiota 2 LT 230 kV Porto Alegre 1 - Porto Alegre 8 (subterrânea) LT 230 kV Porto Alegre 1 - Porto Alegre 12 (subterrânea) LT 230 kV Gravataí 3 - Osório 3 Secc. LT 230 kV Lagoa dos Barros - Osório 2, na SE Osório 3 Secc. LT 230 kV Nova Prata 2 - Passo Fundo (C1), na SE Vila Maria Secc. LT 230 kV Nova Prata 2 - Passo Fundo (C2), na SE Vila Maria LT 230 kV Alegrete 2 - Livramento 3 LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3 LT 230 kV Cerro Chato - Livramento 3 LT 230 kV Livramento 3 - Maçambará 3

16



(R$ Mil)

Ano de degrau da

RAP

Mês Base Reajuste


Secc. LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo (C1), na SE Maçambará 3 Secc. LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo (C2), na SE Maçambará 3 SE Capivari do Sul SE Viamão 3 (ampliação) SE Gravataí (ampliação) SE Guaíba 3 SE Guaíba 2 (ampliação) SE Santa Vitória do Palmar 2 (ampliação) SE Marmeleiro 2 (ampliação) SE Povo Novo (ampliação) SE Nova Santa Rita (ampliação) SE Candiota2 SE Livramento 3 SE Maçambará 3 SE Alegrete 2 (ampliação) SE Santa Maria 3 (ampliação) SE Cerro Chato (ampliação) SE Porto Alegre 1 (ampliação, GIS) SE Porto Alegre 8 (ampliação) SE Porto Alegre 12 (ampliação, GIS) SE Osório 3 SE Gravataí 3 (ampliação) SE Vila Maria

Contrato 057/2001


100,00

2.096 2.096 Não aplicável Julho IPCA





SE SANTO ÂNGELO – AMPLIAÇÃO “G” - Implantação de um banco de 3 autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 13,8 kV, 672 MVA na SE Santo Ângelo 2 e de seus respectivos módulos de conexão.


SE DOURADOS – AMPLIAÇÃO “I” - Implantação de 02 bancos de capacitores 230 kV – 50 MVAr cada, na SE Dourados e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo barra dupla a quatro chaves.



221 221 Não aplicável Julho IPCA

SE BIGUAÇU – AMPLIAÇÃO “K” - Instalação do Banco de Capacitores 230kV – 100MVAr, e respectivo módulo de conexão 230 kV e 69 kV, no arranjo barra dupla a quatro chaves.


Contrato 011/2010


100,00 1.525 1.525 Não aplicável Julho IPCA

Contrato 010/2005

SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "J" - Instalação do 3º banco autotransformador (TF3), monofásico, de 525/230-13,8 kV, 672 MVA, e respectivos módulos de conexão 525 kV e 230 kV, nos arranjos disjuntor e meio (525 kV) e barra dupla a quatro chaves (230

100,00 5.604 5.604 Não aplicável Julho IGP-M

17



(R$ Mil)

Ano de degrau da

RAP

Mês Base Reajuste


kV), na Subestação Biguaçu - 525/230 kV. SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "M" - Implantação de 01 banco de reatores de barra 525 kV – 3x50 MVAr (e 01 reator reserva – 50 MVAr) na SE Biguaçu e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo disjuntor e meio. - Interligação de barramentos IB4, em 525 kV na SE Biguaçu.

4.365 4.365 Não aplicável Julho IGP-M

Sociedade de Propósito Específico - SPE - 48.272 35.110 - - - ETAU Ampliação da SE Lagoa Vermelha II - 50 Mvar 27,42 1.224 335 Não aplicável Julho IPCA

TSLE Ampliação SE Povo Novo 525/230 kV (reforço rea 4.916 ANEEL) 51,00 6.213 3.169 Não aplicável Julho IPCA

FOTE

LT Santo Ângelo/Maçambará

51,00 18.835 9.606

Não aplicável Julho IPCA LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C1

Não aplicável Julho IPCA LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C2 SE Pinhalzinho, em 230/138 kV (com os 3 ATFs) Não aplicável Julho IPCA Ampliação da SE Foz do Chapecó Não aplicável Julho IPCA Ampliação da SE Maçambará Não aplicável Julho IPCA Ampliação da SE Santo Ângelo Não aplicável Julho IPCA

Paraíso (Lote E Leilão ANEEL

004/2014)

SE Campo Grande 2 EL 230 PAR2

100,00 22.000 22.000

Não aplicável Julho IPCA LT Campo Grande 2-Paraíso 2 Não aplicável Julho IPCA LT Paraíso 2-Chapadão Não aplicável Julho IPCA Seccionamento LT Chapadão - Campo Grande 2 - C1 na SE Paraíso 2 Não aplicável Julho IPCA

SE Chapadão EL PAR2 Não aplicável Julho IPCA SE 230/138 kV Paraíso 2 Não aplicável Julho IPCA

Total - 283.479 270.317 - - -

.

Investimentos Novos em Linhas de Transmissão / Subestações - Evolução Física e Investimentos

Empreendimento - R$ Mil (exceto quando informado)

Investimentos Eletrosul Consolidado

Evolução Física em 31/12/2015

(%)

Investimento Realizado até

31/12/2015


(%)


31/12/2016

Propriedade (%)


31/12/2015


31/12/2016

Corporativo - 72.425,86 - 101.402,21 - 72.425,86 101.402,21

Lote A Leilão

ANEEL 004/2014

LT 230 kV Capivari do Sul - Viamão 3

2,51

9.613,36

0,92

10.901,01

100

9.613,36 10.901,01

LT 525 kV Capivari do Sul - Guaíba 3 4.349,14 6.713,71 4.349,14 6.713,71

LT 525 kV Capivari do Sul – Gravataí 2.352,57 3.409,17 2.352,57 3.409,17

LT 525 kV Guaíba 3 - Povo Novo (C2) 1.692,96 3.722,03 1.692,96 3.722,03

LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo (C2)

3.528,02 4.213,22 3.528,02 4.213,22

LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2 (C2)

1.495,88 1.661,78 1.495,88 1.661,78

LT 525 kV Guaíba 3 - Nova Santa Rita (C2)

1.200,78 2.060,08 1.200,78 2.060,08

LT 525 kV Gravataí - Guaíba 3 2.796,42 4.237,13 2.796,42 4.237,13

LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C1) 511,10 770,47 511,10 770,47

LT 230 kV Guaíba 2 - Guaíba 3 (C2) 377,66 631,43 377,66 631,43

Secc. LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo, na SE Guaíba 3

187,39 266,29 187,39 266,29

LT 525 kV Candiota 2 - Guaíba 3 (CD) 1.169,59 3.542,59 1.169,59 3.542,59

Secc. LT 230 kV Bagé 2 - Pres. Médici, na SE Candiota 2

52,83 681,41 52,83 681,41


70,87 89,85 70,87 89,85


66,62 85,52 66,62 85,52

LT 230 kV Gravataí 3 - Osório 3 871,34 1.562,52 871,34 1.562,52

Secc. LT 230 kV Lagoa dos Barros - Osório 2, na SE Osório 3

93,86 126,16 93,86 126,16


71,41 75,02 71,41 75,02


74,49 78,17 74,49 78,17

LT 230 kV Alegrete 2 - Livramento 3 2.034,05 4.166,65 2.034,05 4.166,65

LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3

2.130,34 3.410,01 2.130,34 3.410,01

LT 230 kV Cerro Chato - Livramento 3 1.171,27 2.062,06 1.171,27 2.062,06

18





(%)


31/12/2015


(%)


31/12/2016

Propriedade (%)


31/12/2015


31/12/2016

LT 230 kV Livramento 3 - Maçambará 3

2.392,17 4.197,96 2.392,17 4.197,96


49,15 186,79 49,15 186,79


33,42 59,87 33,42 59,87

SE Capivari do Sul 998,47

1.703,71 998,47 1.703,71

SE Viamão 3 (ampliação) 308,76

623,27 308,76 623,27

SE Gravataí (ampliação) 856,04

886,43 856,04 886,43

SE Guaíba 3 12.065,95

13.281,62 12.065,95 13.281,62

SE Guaíba 2 (ampliação) 274,80

302,31 274,80 302,31

SE Santa Vitória do Palmar 2 (ampliação)

1.062,53 1.100,24

1.062,53 1.100,24

SE Marmeleiro 2 (ampliação) 2.026,72

2.098,33 2.026,72 2.098,33

SE Povo Novo (ampliação) 1.994,68

2.065,47 1.994,68 2.065,47

SE Nova Santa Rita (ampliação) 478,61

511,31 478,61 511,31

SE Candiota 2 3.776,72

4.766,86 3.776,72 4.766,86

SE Livramento 3 1.980,68

2.084,65 1.980,68 2.084,65

SE Maçambará 3 1.496,67

2.686,53 1.496,67 2.686,53

SE Alegrete 2 (ampliação) 175,97

222,82 175,97 222,82

SE Santa Maria 3 (ampliação) 231,14

262,15 231,14 262,15

SE Cerro Chato (ampliação) 329,88

444,52 329,88 444,52

SE Porto Alegre 1 (ampliação, GIS) 2.383,76

2.590,81 2.383,76 2.590,81

SE Porto Alegre 8 (ampliação) 258,18

1.598,08 258,18 1.598,08

SE Porto Alegre 12 (ampliação, GIS) 836,95

2.097,27 836,95 2.097,27

SE Osório 3 618,65

765,58 618,65 765,58

SE Gravataí 3 (ampliação) 102,48

246,63 102,48 246,63

SE Vila Maria 1.781,53

2.152,72 1.781,53 2.152,72

Corporativo – Autorizações ANEEL - 14.478 - 41.700,33 - 14.478,58 41.700,33

Contrato 057/2001


- 1.902,46 - 1.753,43 100 1.902,46 1.753,43


5,02 103,02 15,64 404,77 100 103,02 404,77


- 8,48 14,83 536,39 100 8,48 536,39

SE SANTO ÂNGELO – AMPLIAÇÃO “G” - Implantação de um banco de 3 autotransformadores monofásicos

- - 12,90 1.096,22 100 - 1.096,22

19





(%)


31/12/2015


(%)


31/12/2016

Propriedade (%)


31/12/2015


31/12/2016

525/230 kV – 13,8 kV, 672 MVA na SE Santo Ângelo 2 e de seus respectivos módulos de conexão. SE DOURADOS – AMPLIAÇÃO “I” - Implantação de 02 bancos de capacitores 230 kV – 50 MVAr cada, na SE Dourados e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo barra dupla a quatro chaves.

- 5,95 8,99 642,93 100 5,95 642,93


- - - 30,88 100 - 30,88

SE BIGUAÇU – AMPLIAÇÃO “K” - Instalação do Banco de Capacitores 230kV – 100MVAr, e respectivo módulo de conexão 230 kV e 69 kV, no arranjo barra dupla a quatro chaves.

- - 1,76 207,40 100 - 207,40

Contrato 011/2010


- 2,76 - 163,02 100 2,76 163,02

Contrato 010/2005

SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "J" - Instalação do 3º banco autotransformador (TF3), monofásico, de 525/230-13,8 kV, 672 MVA, e respectivos módulos de conexão 525 kV e 230 kV, nos arranjos disjuntor e meio (525 kV) e barra dupla a quatro chaves (230 kV), na Subestação Biguaçu - 525/230 kV.

34,11 11.345,85 57,40 27.256,69 100 11.345,85 27.256,69

SE BIGUAÇU - AMPLIAÇÃO "M" - Implantação de 01 banco de reatores de barra 525 kV – 3x50 MVAr (e 01 reator reserva – 50 MVAr) na SE Biguaçu e de seu respectivo módulo de conexão, no arranjo disjuntor e meio. - Interligação de barramentos IB4, em 525 kV na SE Biguaçu.

7,44 1.110,06 39,89 9.608,6 100 1.110,06 9.608,6

Sociedade de Propósito Específico - SPE - 31.517 - 33.514 - 53.871 60.400

TSLE Ampliação SE Povo Novo 525/230 kV (reforço rea 4.916 ANEEL)

0,00 - 15,00 - 51,00 - -

FOTE

LT Santo Ângelo/Maçambará 32

25.995

33

27.984 51,0 49.869 54.870

LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C1 9 11

LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó C2 2 2

SE Pinhalzinho, em 230/138 kV (com os 3 ATFs)

38 100

Ampliação da SE Foz do Chapecó 57 63

Ampliação da SE Maçambará 74 95

Ampliação da SE Santo Ângelo 44 44

Paraíso (Lote E Leilão

ANEEL 004/2014)

LT Paraíso 2-Chapadão 4,5

4.002

11

5.530 100,0 4.010 5.530

LT Campo Grande 2-Paraíso 2 3 11

Seccionamento LT Chapadão - Campo Grande 2 - C1 na SE Paraíso 2

6,7 9

SE Campo Grande 2 EL 230 PAR2 3,2 8

SE Chapadão EL PAR2 3,2 8

SE 230/138 kV Paraíso 2 3,2 8

Total - 118.421 - 176.617 - 140.775 203.503

Obs.: Os investimentos em SPEs se referem às integralizações de capital social, ações resgatáveis e adiantamento para futuro aumento de capital – AFAC

20

2.2.4 RAP Realizada/Esperada

RAP Realizada/Esperada - R$ Mil

Empreendimento - RAP Proporcional 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Corporativo 904.536 927.490 1.036.651 1.225.826 1.226.637 1.226.637 1.226.637

Contrato 057/2001

Concessão Original – Empreendimentos renovados nos termos da Lei 12.783/13 (Diversas LTs e SEs)

570.275 612.085 581.477 615.395 615.395 615.395 615.395

Concessão Original – Empreendimentos não afetados pela Lei 12.783/13 (Diversas LTs e SEs)

21.103 33.490 47.772 60.796 61.607 61.607 61.607

Concessão Original - Parcela Adicional - RBSE/RPC

- - 117.066 234.131 234.131 234.131 234.131

Contrato 004/2004

LT Salto Santiago (PR) - Ivaiporã (PR), LT Ivaiporã (PR) – Cascavel D´Oeste (PR) e Módulos nas SE Ivaiporã, SE Salto Santiago e SE Cascavel do Oeste (Copel)

87.045 87.970 88.078 95.035 95.035 95.035 95.035

Contrato 010/2005

LT 525 kV Biguaçu/Blumenau 1, LT 525 kV Abdon Batista/Biguaçu, LT 525 kV Abdon Batista/Campos Novos e SE Biguaçu (525 kV)

104.727 106.381 114.521 126.639 126.639 126.639 126.639

Contrato 005/2006 LT Campos Novos (SC)/ Nova Santa Rita (RS) e Módulos na SE Nova Santa Rita e SE Campos Novos

41.047 42.102 41.600 44.886 44.886 44.886 44.886

Contrato 004/2008 LT Presidente Médici (RS) - Santa Cruz 1 (RS)

5.855 5.425 6.011 6.460 6.460 6.460 6.460

Contrato 005/2009 SE Missões 5.071 5.184 5.465 5.714 5.714 5.714 5.714

Contrato 010/2009 SE Coletora Porto Velho 45.905 - - - - - -

Contrato 011/2010 SE Ijuí 2, SE Nova Petrópolis 2, SE Lajeado Grande, SE Caxias 6

12.421 13.403 13.627 14.564 14.564 14.564 14.564

Contrato 012/2010 LT Monte Claro (RS) Garibaldi (RS) e Módulos nas SE Garibaldi (CEEE) e SE Monte Claro (CERAN)

3.489 3.363 3.108 3.374 3.374 3.374 3.374

Contrato 002/2011 SE Foz do Chapecó 4.065 3.976 3.763 4.298 4.298 4.298 4.298

CPST 023/2014

Conversora de Frequência de Uruguaiana, LT Conversora de Frequência de Uruguaiana (RS) - Paso de Los Libres (Argentina)

3.533 10.924 10.438 11.020 11.020 11.020 11.020

Contrato 008/2014 SE Ivinhema 2 - 3.187 3.725 3.514 3.514 3.514 3.514

Sociedade de Propósito Específico – SPE 123.843 157.164 166.387 197.397 204.293 204.293 204.293

Em Operação 123.843 156.010 160.072 160.072 160.274 160.274 160.274

ETAU

LT Campos Novos (SC) – Barra Grande (SC) – Lagoa Vermelha (RS) – Santa Marta (RS)

11.652

11.652

11.652

11.652

11.652

11.652

11.652

SE Lagoa Vermelha 2 230/138KV

SE Barra Grande 230/138 KV

Uirapuru LT Ivaiporã (PR) – Londrina (PR) 20.915 20.888 22.945 22.945 22.945 22.945 22.945

TSBE

LT Salto Santiago – Itá 11.365 13.074 13.074 13.074 13.074 13.074 13.074

LT Itá – Nova Santa Rita 18.244 20.987 20.987 20.987 20.987 20.987 20.987

LT Nova Santa Rita – Camaquã 4.431 5.097 5.097 5.097 5.097 5.097 5.097

LT Camaquã – Quinta 4.963 5.934 5.934 5.934 5.934 5.934 5.934

Ampliação SE 525 KV Salto Santiago 1.154 1.328 1.328 1.328 1.328 1.328 1.328

Ampliação SE 525 kV Itá 1.298 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010

Ampliação SE 525/230kV Nova Santa Rita

2.438 2.865 2.865 2.865 2.865 2.865 2.865

SE Camaquã 3 230/69Kv 2.952 3.551 3.551 3.551 3.551 3.551 3.551

Ampliação SE 230 kV Quinta 141 312 312 312 312 312 312

Costa Oeste

LT Costa Oeste - Cascavel Oeste – Umuarama

4.630 4.096 4.096 4.096 4.096 4.096 4.096

Subestação Umuarama 230/138 kV 2.241 1.982 1.982 1.982 1.982 1.982 1.982

TSLE

LT Povo Novo – Marmeleiro 7.708 9.247 9.464 9.464 9.464 9.464 9.464

LT Nova Santa Rita – Povo Novo 7.774 18.380 18.811 18.811 18.811 18.811 18.811

LT Marmeleiro – Santa Vitória do Palmar 2.580 2.957 3.026 3.026 3.026 3.026 3.026

SE Povo Novo525/230 kV; 7.412 9.141 9.355 9.355 9.355 9.355 9.355

SE Santa Vitória do Palmar 525/138 kV; 4.187 4.786 4.898 4.898 4.898 4.898 4.898

SE Marmeleiro 525 kV - Compensador Síncrono ±200 Mvar;

6.247 12.782 13.081 13.081 13.081 13.081 13.081

Marumbi LT Curitiba / Curitiba Leste (PR) 277 694 694 694 694 694 694

21

RAP Realizada/Esperada - R$ Mil

Empreendimento - RAP Proporcional 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

SE Curitiba Leste - 1 banco 3x224 MVA 525/230 KV

1.234 3.093 3.093 3.093 3.093 3.093 3.093

FOTE

Seccionamento Alegrete 1 – Santa Maria 1

- - - - - - -

Ampliação da SE Santa Maria 3, 230/138 kV

- 1.154 1.817 1.817 2.019 2.019 2.019

Em Construção 0 1.154 6.315 37.325 44.019 44.019 44.019

TSLE Ampliação SE Povo Novo 525/230kV Reforço (rea 4.916 - ANEEL)

- - - 3.211 3.502 3.502 3.502

FOTE

LT Santo Ângelo/Maçambará - - - - 3.395 3.395 3.395

LT Pinhalzinho/Foz do Chapecó - - - 670 1.488 1.488 1.488

SE Pinhalzinho, em 230/138 kV (com os 3 ATFs)

- - - 2.403 3.383 3.383 3.383

Ampliação da SE Maçambará - - - - 487 487 487

Ampliação da SE Foz do Chapecó - - - 223 496 496 496

Ampliação da SE Santo Ângelo - - - - 248 248 248

Paraíso (Lote E Leilão ANEEL 004/2014)

LT Paraíso 2-Chapadão - - - 15.507 15.507 15.507 15.507

LT Campo Grande 2-Paraíso 2

Seccionamento LT Chapadão - Campo Grande 2 - C1 na SE Paraíso 2

- - 4.498 13.494 13.494 13.494 13.494 SE Campo Grande 2 EL 230 PAR2

SE Chapadão EL PAR2

SE 230/138 kV Paraíso 2

Total 1.028.379 1.084.654 1.203.038 1.423.223 1.430.930 1.430.930 1.430.930

Obs. 1: Os valores das Receitas Anuais Permitidas contêm PIS/PASEP e COFINS. Obs. 2: As Receitas Anuais Permitidas são apresentadas conforme a participação percentual da Eletrosul em cada concessão de transmissão. As receitas auferidas em 2015 e 2016 estão com preços correntes, para os demais anos a projeção utiliza preços constantes com base nos valores homologados pela ANEEL no ciclo vigente, sem reajuste pela inflação.

2.2.5 Reforços e Melhorias do Sistema de Transmissão

O investimento de R$ 4,8 milhões realizado em Reforços e Melhorias nos ativos de transmissão da Eletrobras Eletrosul na região Sul e no Mato Grosso do Sul atendeu às necessidades estabelecidas nas Resoluções Autorizativas (REA) da ANEEL nos 5.484/15 e 5.861/16, e do Plano de Modernização das Instalações (PMI) e de outros empreendimentos de interesse exclusivo da empresa em 2016. O uso destes recursos visou à realização de modificações e alterações necessárias nas instalações da empresa, a fim de retirar eventuais restrições ao sistema de transmissão, bem como melhorar a confiabilidade e a flexibilidade de sua operação e manutenção. No ano de 2016 foram concluídos nove empreendimentos previstos no PMI.

Para atender às necessidades de REA, PMI e outras de interesse exclusivo da empresa, estão em andamento vinte e oito empreendimentos, sendo dezesseis referentes às REAs nº 5.484/15 e nº 5.861/16, um do PMI e onze de interesse da empresa.

Todas as melhorias e reforços destinam-se ao aumento da capacidade de transmissão e a confiabilidade do SIN, oferecendo maior disponibilidade, confiabilidade e flexibilidade ao sistema de transmissão da Eletrobras Eletrosul. Mantêm, ainda, a regularidade, a continuidade e a segurança na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, auxiliando, também, nos processos de recomposição do sistema, em caso de falhas.

Destaca-se que tais melhorias e reforços acompanham a modernidade tecnológica para a conservação das instalações de transmissão, sempre em conformidade com o contrato de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica e com os procedimentos de rede do ONS.

22

2.2.6 Novos Negócios e Parcerias

No decorrer do ano de 2016, a Eletrobras Eletrosul envidou esforços no sentido de viabilizar os novos empreendimentos advindos do Leilão ANEEL nº 004/2014, lotes A e E, que resultaram, respectivamente, nos Contratos de Concessão 001/2015 e 002/2015 firmados junto à ANEEL. Neste sentido, a empresa promoveu chamadas públicas para selecionar investidores interessados na participação acionária nesses empreendimentos, de forma individual ou em grupo de investidores, descritas a seguir:

Chamada Pública para o Lote A

O Lote A contempla a implantação de empreendimentos no Estado do Rio Grande do Sul, compreendendo sete novas subestações, sendo três delas em 525 kV, além de ampliações de outras instalações e ainda 18 novas linhas de transmissão com mais de 1,8 mil quilômetros de extensão, com orçamento superior a R$ 3,3 bilhões, a valores de dez/2016.

Em 2016, a Eletrobras Eletrosul promoveu junto com a Eletrobras Furnas, ambas controladas da Eletrobras, um novo edital de Chamada Pública para a seleção de investidores interessados na participação societária entre 51% e 100% dos empreendimentos do Lote A, de forma individual ou em grupo de investidores, com período de cadastramento entre 9 de maio e 9 de junho de 2016. Uma empresa apresentou proposta firme de negócio, interessada em adquirir inicialmente 100% dos empreendimentos, condicionada à posterior entrada da Eletrosul no negócio, com 25% de participação na Sociedade de Propósito Específica - SPE, a ser criada para recepcionar o Contrato de Concessão nº 001/2015.

Chamada Pública para o Lote E

O Lote E contempla instalações no Estado de Mato Grosso do Sul, compostas de duas novas linhas de transmissão e uma nova subestação, com orçamento superior a R$ 200 milhões, a valores de dez/2016.

Em 2016, a Eletrobras Eletrosul lançou edital de Chamada Pública para seleção de investidores interessados na participação societária entre 51% e 100% dos empreendimentos do Lote E, podendo ocorrer de forma individual ou em grupo de investidores. O período inicial para cadastramento foi estipulado entre 24/06 e 27/07 de 2016, porém este prazo foi prorrogado até 25/01/2017.

2.2.7 Centro de Operação de Transmissão

O sistema de transmissão da Eletrobras Eletrosul é operado ininterruptamente por meio de cinco Centros Regionais de Operação (CROI), por equipes de operadores em turno de revezamento, localizados estrategicamente na região de atuação da empresa. Toda a supervisão e as tratativas com agentes externos são feitas centralizadamente através do Centro de Operação da Transmissão (COT), que faz parte do COSE, em turno de revezamento 24 horas por dia. Além disso, prestam suporte à operação em tempo real, equipes de pré-operação, pós-operação, telecomunicações, engenharia de tempo real e equipes de proteção, bem como equipes que atuam como apoio à operação nas subestações teleassistidas, em horário comercial.

As equipes de manutenção são descentralizadas e a logística e o dimensionamento destas são adequados sempre que as análises e cálculos desenvolvidos pela área de Engenharia de Manutenção da empresa demandarem ajustes em suas configurações. As equipes de Coordenação Técnica e de Engenharia de Manutenção realizam análises sistemáticas do desempenho das instalações, tendo presente os dados disponíveis nos sistemas de gestão. Dessas análises resultam as definições de melhorias e reformas a serem implantadas nas instalações, com o objetivo de manter a confiabilidade do sistema.

A Eletrobras Eletrosul possui uma adequada reserva de torres, equipamentos e acessórios, com o intuito de reduzir ao máximo o tempo de indisponibilidade de seu sistema de transmissão, minimizando o ônus aos ativos da empresa.

23

Em decorrência de seu excelente desempenho operacional, a empresa tem obtido um dos melhores índices de Parcela Variável (PV) do Sistema Interligado Nacional (SIN), segundo relatórios do Operador Nacional do Sistema (ONS), com posição de destaque em relação às demais concessionárias de porte semelhante.

Indicadores Operacionais de Transmissão

Na gestão dos ativos pertencentes à Rede Básica, a Eletrobras Eletrosul apresenta o seguinte desempenho quanto à disponibilidade:

Conjunto de Funções de Transmissão 2014 2015 2016

Linhas de Transmissão* 99,84% 99,96% 99,95% Banco de Capacitores* 99,98% 99,77% 99,79% Reatores* 99,88% 99,94% 99,85% Transformadores* 99,92% 99,98% 99,92%

* Indicador obtido considerando apenas os desligamentos penalizados com Parcela Variável (PV)

3 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO No ano de 2016 houve o reconhecimento do direito à indenização de ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas instalações da Rede Básica do Sistema Existente (RBSE) e Demais Instalações de Transmissão (RPC). Em 20 de abril de 2016, o Ministério das Minas e Energia (MME) publicou a Portaria nº 120 que regulamentou as condições de recebimento das indenizações e possibilitou o reconhecimento contábil do montante a receber.

A indenização da RBSE estava prevista na Medida Provisória 579/2012 que regulamentou a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, posteriormente convertida na Lei nº 12.783/13.

O valor contábil regulatório, até então mantido pelo custo histórico, dos gastos relacionados ao investimento, ampliações e/ou melhorias em certos ativos da concessão prorrogada era de R$ 492 milhões. O Valor Novo de Reposição (VNR) para os ativos de transmissão existentes em 31 de maio de 2000 ainda não depreciados (RBSE), calculado conforme determinado nas Resoluções Normativas 589 e 596 da ANEEL, somou R$ 1.007 milhões e este, atualizado até julho de 2015, representa R$ 1.208 milhões.

Conforme a Portaria nº 120/2016, do MME, os valores devidos vão compor a base de remuneração regulatória da empresa, ou seja, serão repassados às tarifas de energia dos consumidores a partir do processo tarifário de 2017, pelo prazo de oito anos, remunerado pelo Custo Médio Ponderado de Capital.

Como consequência do reconhecimento do novo valor da RBSE, a posição patrimonial também foi alterada. Considerando o Capital Social de R$ 4.359 milhões, a Eletrobras Eletrosul apresentou Patrimônio Líquido de R$ 4.911 milhões em 2016. Deste, R$ 4.359 milhões são relativos ao Capital Social. O aumento quando comparado ao ano anterior deve-se, principalmente, ao registro de Reserva de Reavaliação relativa à RBSE, com efeito de R$ 458 milhões no Patrimônio Líquido.

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26

Pessoal: A despesa com pessoal foi de R$ 404 milhões, 8,6% superior ao registrado em 2015, que totalizou R$ 372 milhões. O acréscimo decorre, principalmente, do reajuste anual dos salários e benefícios dos empregados.

Compra de Energia: As despesas com compra de energia totalizaram R$ 284 milhões, 26,3% superior se comparados aos R$ 225 milhões registrados em 2015. As compras decorrem principalmente de contratos de PPA firmados com a Energia Sustentável do Brasil S/A e a Teles Pires Participações S.A., controladas em conjunto pela Eletrobras Eletrosul. Destaca-se ainda o aumento no preço e na quantidade de energia comprada.

Materiais: Houve redução no montante consumido, que passou de R$ 12 milhões para R$ 10 milhões em 2016.

Serviços de Terceiros: As despesas nessa rubrica foram de R$ 110 milhões, 3,7% superior ao total das despesas registradas em 2015, de R$ 106 milhões. A variação deve-se principalmente à entrada em operação de novos empreendimentos de geração e ao reajuste de preços.

3.4 Resultado da Atividade

A Eletrobras Eletrosul apurou R$ 353 milhões como resultado do serviço de energia elétrica, 30,5% superior ao apresentado em 2015. Colaborou para o resultado a reversão de impairment de empreendimentos corporativos, bem como o menor volume de provisão para perda em investimentos em investidas, conforme abaixo:

Perdas pela não recuperabilidade de ativos (Impairment): A Eletrobras Eletrosul apresenta suas demonstrações financeiras de acordo com as normas internacionais de contabilidade, da International Financial Reporting Standards (IFRS). A norma determina que sejam realizados testes de recuperabilidade para os ativos de longa duração. Em 2016 a empresa registrou reversão de R$ 23 milhões de impairment.

Provisão para perdas em investimentos: Em 31 de dezembro de 2015 foi constituída provisão para perdas nos investimentos na Teles Pires Participações S.A e na ESBR Participações S.A., decorrentes de testes de impairment, nos valores de R$ 115 milhões e R$ 8 milhões, respectivamente. Em 2016 houve análise dos montantes e reversão da provisão relativa à ESBR Participações S.A., enquanto para a Teles Pires Participações S.A houve aumento da provisão em R$ 47 milhões.

Por se tratar de provisão contábil, as perdas estimadas por cálculos de impairment podem ser revertidas, eventualmente, caso as condições econômicas apresentem melhoras.

Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência foi positivo em R$ 58 milhões, contra um resultado negativo de R$ 655 milhões apurado em 2015. A variação está relacionada, principalmente, à reversão de provisão relativa a excludentes de energia e encargos decorrentes efetuada pela SPE ESBR Participações S/A. Também houve registro de equivalência negativa em investidas controladas e controladas em conjunto, principalmente as de geração, derivada de reconhecimento de despesas de impairment e encargos de empréstimos e financiamentos.

Se houver melhora no quadro de inflação e de juros, e se a produção de energia ocorrer conforme a garantia física, as provisões de impairment podem vir a ser revertidas, total ou parcialmente.

27

Resultado Financeiro Líquido

O resultado financeiro da Companhia apresentou despesa líquida de R$ 364 milhões, tendo em 2015 registrado despesa financeira líquida de R$ 419 milhões. O resultado é basicamente influenciado pelos encargos financeiros sobre a dívida. Os principais fatores que impactaram o resultado financeiro foram:

(i) Redução da taxa CDI e do IPCA no período; (ii) Maior endividamento líquido; e (iii) Variação cambial.

3.5 Lucro (Prejuízo) líquido

O lucro líquido regulatório da Eletrosul atingiu em 2016 R$ 48 milhões (prejuízo líquido de R$ 759 milhões em 2015). Esse resultado é decorrente, principalmente, do menor volume de impairment registrado pela Empresa quando comparado ao exercício anterior, e do resultado positivo na equivalência patrimonial.

3.6 EBITDA

O EBITDA ajustado regulatório da Eletrobras Eletrosul foi positivo em R$ 642 milhões em 2016, com variação bastante relevante se comparado aos R$ 11 milhões negativos de 2015. O EBITDA ajustado é calculado a partir do lucro líquido, acrescido do resultado financeiro líquido, tributos sobre o lucro, depreciação e amortização, e gastos não recorrentes.

Dentre os fatores que afetaram o EBITDA destaca-se a equivalência patrimonial de R$ 58 milhões em 2016, enquanto em 2015 foi negativa em R$ 655 milhões.

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(+) Resultado financeiro líquido 166 59 123 419 364 (13,0%)

(+) Depreciação e amortização 133 126 182 166 167 0,8%

(=) EBITDA 59 564 578 (218) 578 (365,0%)

(+/-) Impairment 148 234 (83) 67 (23) (134,5%)

(+) Provisão para perdas em investimentos - - - 123 40 (67,9%)

(+/-) Contingências 67 (19) 9 9 28 216,4%

(+/-) Contratos onerosos 903 (489) (408) - - -

(+/-) Outras receitas e despesas (568) (13) 24 8 20 143,5%

EBITDA AJUSTADO 609 277 119 (11) 642 (6.033,3%)

Receita Operacional Líquida 1.174 876 1.079 1.445 1.463 1,3%

Margem do EBITDA sobre a ROL 5,0% 64,4% 53,6% -15,1% 39,5% -361,7 p.p

Margem do EBITDA Ajustado sobre a ROL 51,9% 31,6% 11,1% -0,7% 43,9% -5959,1 p.p

3.7 Inve

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29

3.9 Alavancagem Financeira

O índice de alavancagem financeira mostra o grau de endividamento bancário em relação ao capital total aplicado (recursos de instituições financeiras e dos acionistas). Em 2016, o índice de alavancagem financeira alcançou 44,0% em relação ao total do capital utilizado. A variação foi de 3,8 pontos percentuais em relação ao índice verificado ao final de 2015.

3.10 Estrutura de Capital

A estrutura de capital demonstra a composição dos recursos totais aplicados na Companhia, incluindo além das instituições financeiras, as dívidas com fornecedores, impostos, obrigações com pessoal, provisões, dentre outros.

Em 31 de dezembro de 2016, a participação de capitais de terceiros representa 52,8% do capital total aplicado.

CredorSaldo em 31.12.2016

Eletrobras 2.092

Eletrobras - KFW 204

BNDES 675

Banco do Brasil 451

Caixa Econômica Federal 213

BRDE 12

SUB-TOTAL 3.646

Notas Promissórias 286

TOTAL 3.932

R$ milhões

Descrição 2012 2013 2014 2015 2016 Var. (%) 2016/2015

Endividamento

Empréstimos e Financiamentos 2.033 3.159 3.580 3.652 3.646 (0,2%)

Debêntures e Notas Promissórias - - - 209 286 37,2%

Dívida Bruta (principal + juros) 2.033 3.159 3.580 3.861 3.932 1,8%

(-) Caixa e Aplicações (87) (772) (126) (68) (79) 16,2%

(=) Dívida líquida 1.945 2.387 3.454 3.793 3.853 1,6%

(+) Patrimônio Líquido (i) 5.172 5.505 5.230 4.506 4.911 9,0%

(=) Capital Total utilizado 7.117 7.892 8.683 8.299 8.764 5,6%

Índice de alavancagem financeira 27,3% 30,2% 39,8% 45,7% 44,0% -3,8 p.p

(i) Para fins de análise, estão incluídos os AFACs

R$ milhões, exceto quando indicado

30

4 GOVERNANÇA CORPORATIVA

A Eletrobras Eletrosul cumpre suas atribuições definidas no seu Estatuto Social e em conformidade com a Lei nº 6.404/76 (Lei das Sociedades por Ações), em que apresenta sua Alta Administração, constituída pela Assembleia Geral de Acionistas, Conselho de Administração e Diretoria Executiva.

A empresa conta, ainda, com a atuação de seu Conselho Fiscal, órgão colegiado responsável pela fiscalização dos atos dos administradores da Eletrobras Eletrosul e verificação do cumprimento dos seus deveres legais e estatutários.

A governança corporativa da Eletrobras Eletrosul vem sendo aprimorada com base no Código das Melhores Práticas de Governança Corporativa, do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC), incorporando valores de desenvolvimento sustentável, aspectos de responsabilidade social e ambiental com as partes interessadas e critérios de excelência de gestão exigidos pelo mercado e pela sociedade em geral, uma vez que suas práticas de gestão impactam na valorização da Holding Eletrobras.

Auditoria

A Auditoria Interna, vinculada estatutariamente ao Conselho de Administração, possui suas atribuições e competências estabelecidas em regulamento próprio, aprovado pelo referido Colegiado. Suas atividades são realizadas com base nas melhores práticas de auditoria, preconizadas internacionalmente, e estão previstas no Plano Anual de Atividades da Auditoria Interna (PAINT), que se fundamenta em Matriz de Riscos específica.

Os resultados das atividades da Auditoria Interna são reportados, mensalmente, aos Conselhos de Administração e Fiscal, à Presidência da empresa e à Controladoria-Geral da União (CGU), por meio do Relatório Mensal de Atividades da Auditoria Interna e, anualmente, por meio do Relatório de Atividades da Auditoria Interna (RAINT).

Conformidade Corporativa

A estrutura de conformidade corporativa da Eletrobras Eletrosul tem como missão promover um ambiente de controle interno adequado e eficaz e em consonância com as orientações regulatórias internas e externas, de modo a mitigar os riscos, tornando-se uma linha de defesa para a empresa.

Dentro da estrutura organizacional da empresa, o Órgão de Conformidade Corporativa tem como principais responsabilidades orientar a Alta Administração no cumprimento do Programa de Conformidade, coordenar as atividades necessárias para garantir o fiel cumprimento da Lei 12.846/2013 - Lei Anticorrupção Brasileira (LACBRA) e da Foreign Corrupt Practices Act (FCPA), e gerenciar as ações relativas ao Programa de Conformidade estabelecido no âmbito das empresas Eletrobras.

Estrutura de Capital 2012 2013 2014 2015 2016Var. (%)

2016/2015

Capital de Terceiros 3.936 4.334 4.617 5.201 5.495 5,7%

Capital Próprio (i) 5.172 5.505 5.230 4.506 4.911 9,0%

Total do capital aplicado 9.108 9.839 9.847 9.707 10.406 7,2%

- Partic. dos Capitais de Terceiros 43,2% 44,0% 46,9% 53,6% 52,8% -1,4 p.p

- Partic. dos Capitais Próprios 56,8% 56,0% 53,1% 46,4% 47,2% 1,7 p.p

(i) Para fins de análise, estão incluídos os AFACs

R$ milhões, exceto quando indicado

31

Gestão de Riscos e Controle interno

A estrutura de gestão integrada de riscos da Eletrobras Eletrosul constitui uma ferramenta eficaz e eficiente para a redução da exposição aos eventos de riscos que possam impactar negativamente nos objetivos estratégicos da empresa. Através de um enfoque estruturado, alinha estratégia, processos, pessoas, tecnologia e conhecimentos, objetivando a preservação e a criação de valor para a empresa e seus acionistas.

Com base nas orientações da ISO 31000:2009 e do Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO), a Eletrobras Eletrosul desenvolve a sua gestão de riscos e identifica, avalia, trata e monitora os riscos críticos e comunica às partes interessadas.

Em aderência à Lei Sarbanes-Oxley a empresa mantém o seu ambiente de controle interno mapeado com o objetivo de detectar e prevenir riscos que possam impactar nas demonstrações financeiras. Para verificar a eficácia do ambiente de controles internos a empresa submete periodicamente os processos a testes de eficácia, que são realizados por auditoria independente e reportados para as partes interessadas. Os resultados dos testes são consolidados na Holding Eletrobras e divulgados ao mercado por meio do Relatório 20F.

Sustentabilidade Empresarial

O Comitê de Sustentabilidade Empresarial Eletrosul (CSEE), órgão de assessoramento ao Conselho de Administração, coordenado pelo Diretor-Presidente da Eletrobras Eletrosul, tem por objetivo promover e garantir todos os aspectos relacionados à sustentabilidade, compreendendo as dimensões econômica, social e ambiental, mediante identificação, abordagem e tratamento de assuntos críticos que representem riscos ou possam ter impacto relevante nos negócios, nos resultados de longo prazo, no relacionamento com as partes interessadas e na imagem da empresa, bem como fomentar a aplicação da Política de Sustentabilidade das empresas Eletrobras.

Ouvidoria

A Ouvidoria Geral, vinculada à Presidência da Eletrobras Eletrosul, mantém canal de relacionamento pessoal e interativo com os públicos interno e externo, com o propósito de receber, analisar e encaminhar denúncias, reclamações, elogios, sugestões e pedidos de informações decorrentes de procedimentos da atuação da empresa, com o objetivo de buscar soluções a estas com a maior brevidade possível, sempre observando os princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e eficiência, contribuindo assim para a melhoria contínua dos processos internos e da transparência.

A Ouvidoria Geral da Eletrosul atua também em consonância com as orientações da Ouvidoria Geral da União, atende as exigências da Lei Sarbanes-Oxley, e está igualmente comprometida com a política de sustentabilidade e com as boas práticas de governança corporativa.

Comissão Permanente de Ética

Criada em 2001, com o propósito de disseminar conhecimento e esclarecer dúvidas quanto à conduta ética entre seus empregados, administradores e prepostos, a Comissão Permanente de Ética é responsável por apurar, de ofício ou mediante denúncia, fato ou conduta em desacordo com as normas éticas, e recomendar, acompanhar e avaliar, no âmbito do órgão ou entidade a que estiver vinculada, o desenvolvimento de ações objetivando a disseminação, capacitação e treinamento sobre o tema.

32

5 PLANEJAMENTO E GESTÃO EMPRESARIAL

A Eletrobras Eletrosul vem aprimorando seu modelo de gestão, refinando a aplicação de boas práticas de gestão empresarial, bem como a incorporação de valores de desenvolvimento sustentável, aspectos de responsabilidade social e ambiental com as partes interessadas e critérios de excelência de gestão exigidos pelo mercado.

Para isso, a empresa tem em sua estrutura organizacional uma Assessoria de Gestão Empresarial, vinculada à Presidência, com a missão de gerenciar o desenvolvimento de ações que visem à incorporação das melhores práticas de governança corporativa e gestão empresarial, considerando requisitos de sustentabilidade.

5.1 Planejamento Estratégico e Desempenho Empresarial

Na construção do Plano Estratégico das Empresas Eletrobras 2015-2030, aprovado em 2015, considerou-se as aspirações de representantes das principais partes interessadas, e a partir destas avaliações, visando engajar este público e facilitar sua operacionalização, estas foram classificadas em cinco diretrizes estratégicas de atuação:

Desempenho Econômico-Financeiro Superior; Expansão Sustentável; Eficiência Operacional; Excelência em Pessoas e Cultura de Excelência; e, Readequação do Modelo de Negócios, Governança e Gestão.

A partir desse Plano Estratégico, a Eletrobras elabora anualmente seu Plano Diretor de Negócios e Gestão - PDNG - para um período de 5 anos, e em 2016, iniciou o processo de revisão anual para o horizonte de 2017-2021, bem como dos correspondentes Planos de Negócios e Gestão - PNGs das empresas Eletrobras.

O Plano de Negócios e Gestão Eletrosul 2017-2021 apresenta as principais estratégicas da empresa para a expansão, operação e manutenção de seus negócios de geração e transmissão de energia elétrica, bem como os aspectos de gestão necessários para suportar o alcance dos objetivos e metas propostos para o período, alinhado ao PDNG 2017-2021 da Eletrobras.

5.2 Gestão da Marca, Reputação e Imagem

A Eletrobras Eletrosul sempre esteve comprometida com a transparência na divulgação de suas informações e vem, ano após ano, aprimorando os mecanismos utilizados com esse objetivo. Além das demonstrações financeiras, a Empresa publica anualmente três relatórios: o Relatório de Gestão, o Relatório de Administração e o Relatório de Sustentabilidade. Desde 2011, a Eletrobras Eletrosul passou a publicar seu Relatório de Sustentabilidade no modelo GRI.

Para a empresa, a construção da imagem institucional vai muito além de ações de publicidade – ela é reflexo de uma atuação séria, ética e comprometida com as comunidades onde atua. Com o objetivo de medir essa percepção, a empresa realiza pesquisas de satisfação e imagem, que também são utilizadas para potencializar o investimento social e manter indicadores positivos de desempenho. Além disso, o início dos novos empreendimentos é precedido por pesquisas realizadas entre as comunidades, cujas informações servem para nortear as ações a serem tomadas.

Os patrocínios concedidos pela empresa passam por um criterioso processo de avaliação que busca garantir a aderência entre os projetos e a Política de Patrocínios DAE Empresas Eletrobras. A Comissão

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Permanente de Análise de Patrocínio tem como objetivo avaliar os projetos que receberão patrocínios ou apoios, de acordo com a Tabela de Níveis e Limites de Competência (NLCR).

Para que sejam aprovados, os projetos sociais precisam estar adequados aos critérios estabelecidos, como possuir caráter estruturante para comunidades de baixa renda (visando novas oportunidades de trabalho e renda) e que sejam voltados à formação profissional, proporcionando maior empregabilidade para o público beneficiado. Entre os projetos que têm como objetivo dar visibilidade à marca, são aprovados os de caráter cultural, esportivo, ambiental ou eventos industriais/comerciais, do setor elétrico ou não.

Desde 2001, a busca pela satisfação das empresas clientes passou a receber atenção especial. Por isso, passaram a ser realizadas pesquisas com essa categoria de Parte Relacionada, buscando identificar oportunidades para melhoria dos produtos e serviços prestados, bem como apurar o grau de satisfação dos clientes.

Em 2016 foi realizada a 13ª Pesquisa de Satisfação de Clientes (Foco Operacional), conduzida por entidade especializada e independente, pesquisa realizada bianualmente com clientes dos produtos/serviços de Telecomunicações, Operação & Manutenção e Transmissão da Eletrosul, bem como a 2ª Pesquisa Integrada de Satisfação dos Clientes (Foco Comercial), realizada em conjunto com as Empresas Eletrobras, processo que passará a ser realizado bianualmente com clientes do negócio geração (Consumidores livres, Potencialmente Livres, Comercializadoras, Geradoras e Distribuidoras). Ambas pesquisas apresentaram alto grau de satisfação de clientes.

Com o objetivo de fortalecer a marca Eletrosul e de fortalecer a imagem de empresa ética e transparente a Empresa participa, desde 2015, do Programa de Compliance das empresas Eletrobras, que traz estratégias para combater fraudes e desvios de condutas éticas por seus colaboradores. O programa tem por diretriz preparar os colaboradores da Empresa para identificar, corrigir e prevenir a ocorrência de fraudes e corrupção. Além disso, as ações desenvolvidas dentro do Programa visam aprimorar a governança corporativa e garantir o cumprimento da legislação anticorrupção vigente.

5.3 Gestão pela Qualidade Total

A Eletrobras Eletrosul busca a adequação às normas técnicas em seus processos operacionais, como é o caso do Laboratório de Metrologia Elétrica (LAMEE), acreditado à norma ABNT NBR ISO/IEC 17025:2005, norma orientada para o reconhecimento das atividades executadas por laboratórios de calibração e ensaio.

O LAMEE, que tem como principal finalidade realizar calibração dos padrões de medição elétrica da Eletrobras Eletrosul, assegurando rastreabilidade e confiabilidade aos seus resultados de medição, possui um "Sistema de Gestão da Qualidade" implementado, que abrange os requisitos de gestão e técnicos, previstos na referida norma.

A Oficina Central de Equipamentos, subordinada à Divisão de Engenharia de Manutenção de Equipamentos e o Departamento de Engenharia de Manutenção, também implantou seu Sistema de Gestão da Qualidade, em conformidade com a NBR ISO 9001:2008, por meio da empresa certificadora BRTÜV, e vem mantendo esta certificação atualmente por meio da empresa SGS ICS Certificadora.

O escopo certificado refere-se aos processos de recapacitação de equipamentos de pátio de subestações, regeneração de óleo mineral isolante e tratamento de hexafluoreto de enxofre (SF6). Desde a implantação do seu Sistema de Gestão da Qualidade, o setor vem aprimorando seus processos e atividades, resultando em maior repetibilidade e previsibilidade, com tratamento de não conformidades, visando sua redução, por meio da padronização e rastreabilidade das manutenções.

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5.4 Gestão de Recursos Humanos

Visando a melhoria contínua da qualidade de vida e performance profissional de seus empregados, a gestão de pessoas da Eletrobras Eletrosul se pauta em ações contínuas de capacitação para o desenvolvimento funcional, aplicação de instrumentos de gestão de carreira e sucessão, adoção de programas efetivos de segurança do trabalho e saúde ocupacional, e política de benefícios para os empregados e respectivos dependentes.

Quadro Funcional

No encerramento de 2016, o quadro de pessoal da Eletrobras Eletrosul contava com um contingente de 1.344 empregados efetivos e 340 anistiados em conformidade com a Lei n.º 8.878/94, os quais estão cedidos para órgãos ou entidades da Administração Pública Federal, em cumprimento aos procedimentos legais adotados pelo Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão.

Durante o ano de 2016, houve o ingresso de 60 empregados, sendo 42 por meio do concurso público e 16 readmissões conforme a Lei n.º 8.878/94, uma alteração da categoria de DE - Diretor Empregado para EPG - Empregado e o ingresso de um empregado requisitado. Houve ainda o egresso de 18 empregados, sendo 6 desligamentos a pedido do empregado, 5 por motivo de falecimento, 1 desligamento por justa causa, 3 aposentadorias por invalidez e a alteração da categoria de 3 empregados de EPG – Empregado para DE - Diretor Empregado.

Quadro Funcional 2014 2015 2016

Empregados Efetivos 1.318 1.312 1.344

Empregados Anistiados (Lei Nº 8.878/94) 301 330 340

QUADRO DE EMPREGADOS 1.619 1.642 1.684

(+) Ingressos 58 32 60

(–) Egressos 27 9 18

VARIAÇÃO DO QUADRO FUNCIONAL 31 23 42

Treinamento e Desenvolvimento

Na área de Educação Corporativa destacam-se as seguintes atividades desenvolvidas em 2016:

Utilização da Educação a Distância, por meio do Ambiente Virtual de Aprendizagem (AVA);

Realização da 5ª edição do Seminário Compartilhando Conhecimento, com exposição de trabalhos e vivências dos participantes do Programa Ciência Sem Fronteiras;

Realização da Integração e capacitação de 42 novos empregados;

Realização de capacitações relacionadas a Direitos Humanos e questões de Gênero e Raça;

Realização de cursos e palestras relacionados a compliance, diligências prévias e programa de conformidade; e

Lançamento do curso Integridade e Ética – Compliance para todos os empregados da empresa.

Saúde e Segurança

Implantado em 2008, o Plano Eletrosul de Segurança do Trabalho, Saúde Ocupacional e Acompanhamento Social (PESSOAS) tem como objetivo desenvolver ações voltadas à preservação da integridade e bem estar de cada empregado em particular e da força de trabalho da empresa como um todo, plano esse considerado fundamental para atender a Missão e a Visão da Eletrobras Eletrosul.

Dentre os diversos programas integrantes do PESSOAS, relacionados à saúde ocupacional e segurança do trabalho, destacam-se:

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Programa de Prevenção de Riscos Ambientais (PPRA) e o Laudo Técnico das Condições Ambientais de Trabalho (LTCAT);

Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional (PCMSO);

Programa de Qualidade de Vida;

Plano de Atendimento às Situações de Emergência da Eletrosul (PASE); e

Programa de Atendimento à Pessoa com Deficiência (PAPD).

Dos programas elencados, cabe ressaltar que o PAPD recebeu no dia 02/12/2016 o Reconhecimento Global “Boas Práticas para Trabalhadores com Deficiência”, nas categorias protagonismo e acessibilidade, durante premiação na sede da Organização das Nações Unidas (ONU), em Nova York.

Na categoria protagonismo, o programa foi reconhecido pelo trabalho integrado e interdisciplinar, que abrange os processos de assistência à reabilitação, educacional e especial, com o acompanhamento social dos beneficiários.

A promoção da acessibilidade física e humana ao público interno e visitantes foi a outra característica do programa reconhecida, através da prática “Empresa Inclusiva - Uma prática de acessibilidade através do Programa de Atendimento à Pessoa com Deficiência”.

No que tange a questão de acessibilidade, a empresa dispõe de estacionamento com vagas para deficientes, rampas de acesso, banheiros adaptados e elevadores com painel em braile e indicação sonora. O programa inclui ainda a disponibilização de recursos materiais para a melhoria do desempenho desses trabalhadores, tais como equipamentos de informática com programas especiais e telefones com ampliação de voz. Para promover um ambiente participativo, produtivo e igualitário, as equipes também passam por treinamentos – como o curso de libras que facilita a interação entre pessoas surdas e ouvintes.

Com esse trabalho, a Eletrobras Eletrosul posiciona-se como empresa inclusiva e acessível a todos, independentemente de limitações, promovendo uma mudança positiva no comportamento organizacional e inserção de valores, como o respeito às diferenças.

5.5 Telecomunicação e Tecnologia da Informação

A Eletrobras Eletrosul conta com amplo sistema de telecomunicações digital que abrange todas as suas instalações e dois datacenters operando em locais distintos, sob o regramento de um Plano de Contingências, bem como recursos de Tecnologia da Informação (TI) que geram dados e informações estratégicas e de negócios.

Atualmente a empresa possui 11.471 km de fibras ópticas, sendo 3.658 km próprios e 7.813 km através de swap com outras empresas, 60 estações DWDM, 76 estações SDH e 46 estações de rádio.

Todo este backbone suporta tecnologias de transporte de dados e informações, possibilitando a integração entre as áreas administrativas, de negócios, operacionais e de manutenção, bem como com as demais empresas Eletrobras, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), dentre outros.

Além da prestação dos serviços de telecomunicação (dados, voz e imagem) e a viabilização dos recursos de TI associados diretamente às áreas de transmissão e geração, esta infraestrutura viabiliza a participação da Eletrobras Eletrosul, de forma autônoma ou em parceria com a Telebras, no mercado de telecomunicações para prestar serviço do Programa Nacional de Banda Larga (PNBL). Destaca-se a

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ampliação do sistema DWDM no Estado do Rio Grande do Sul, através da instalação de transponders de 10 Gbps, resultando em maior oferta de comercialização de acesso, em atendimento ao PNBL.

As áreas de negócios da empresa contam também com soluções de TI que suportam todos os processos da empresa, conforme previsto no Plano Diretor de Telemática e Automação (PDTA), e com o apoio e análise do Comitê Operacional de Priorização de Sistemas, formalmente constituído, o qual define de que forma e em qual ambiente os sistemas serão disponibilizados.

6 PESQUISA, DESENVOLVIMENTO, INOVAÇÃO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

Desenvolvimento e inovação tecnológica são permanentemente fomentados por políticas, estratégias e diretrizes vinculadas aos negócios da empresa e da Eletrobras. Dessa forma, priorizam-se as pesquisas em novas fontes de geração de energia elétrica, bem como novas tecnologias nas áreas de geração e transmissão de energia elétrica, que atendam às demandas de qualidade de prestação de serviços pelo mercado e pela sociedade.

Alinhada ao Plano Estratégico das empresas Eletrobras, temas relevantes ao país definidos pela ANEEL e pelas diretrizes da Holding, a Eletrobras Eletrosul possui uma Política de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P&D+I). Em consonância com as diretrizes dessa Política, as empresas Eletrobras realizam encontros para avaliar ações e propostas de novos projetos de pesquisa, além de verificar a possibilidade de cooperação entre si.

Na área de inovação e eficiência energética, a empresa trabalha com projetos do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL), tais como: ReLuz, Edifica (Prédios Públicos) e Educação.

Dentre as ações para tornar suas instalações eficientes, a Eletrobras Eletrosul participa do programa de Etiqueta Nacional de Conservação de Energia para Edificações Comerciais, tanto para o projeto quanto para a construção.

7 SOCIEDADE E MEIO AMBIENTE

A Eletrobras Eletrosul segue as diretrizes da Política Ambiental das Empresas Eletrobras, aplicadas em conformidade com as demandas políticas e sociais, e acordos internacionais dos quais o Brasil é signatário, como a Convenção do Clima, a Agenda 21 e o Protocolo de Quioto. Para tanto, compromete-se em implantar e manter seus ativos operacionais em observância às legislações ambientais e em respeito às populações abrangidas pelos seus empreendimentos.

7.1 Responsabilidade Social

Nas áreas social e ambiental, a atuação da Eletrobras Eletrosul é norteada pelas diretrizes globais de sustentabilidade e responsabilidade socioambiental que fazem parte dos pactos e acordos dos quais é signatária. De maneira voluntária e consciente de seu papel institucional, a empresa participa dos seguintes movimentos:

Pacto Global;

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Princípios de Empoderamento das Mulheres;

Compromisso “He for She”;

Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo;

Comitê de Entidades no Combate à Fome e pela Vida (COEP) Nacional;

Instituto Ethos de Responsabilidade Social Empresarial;

Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça;

Fórum Catarinense pelo Fim da Violência e da Exploração Sexual; e

Movimento Nós Podemos Santa Catarina.

Os preceitos difundidos por esses movimentos vão ao encontro dos projetos que a empresa desenvolve e dos quais é parceira. Entre os objetivos dessas ações estão a educação para conservação de energia elétrica, promoção da arte regional, educação para o acesso ao mercado de trabalho, desenvolvimento de atividades esportivas, desenvolvimento tecnológico e de infraestrutura das comunidades, valorização de profissionais terceirizados, voluntariado corporativo, geração de trabalho e renda e inclusão social.

As limitações orçamentárias enfrentadas em 2016 não impediram que a Eletrobras Eletrosul continuasse com as ações do Programa Integrado de Desenvolvimento Sustentável – uma importante ferramenta de gestão que está alinhada à sua Política de Investimento Social, às diretrizes das empresas Eletrobras, ao Plano Estratégico e ao Plano Brasil sem Miséria, do Governo Federal. A seguir, estão descritos alguns dos programas desenvolvidos pela empresa:

Centros de Empreendedorismo Comunitário (CECs)

São projetos de geração de renda por meio do desenvolvimento de produtos em patchwork, voltados para mulheres. Tais projetos resultam de parcerias estabelecidas em municípios onde a empresa atua (especialmente naqueles onde se insere na comunidade por meio de um novo empreendimento). Atualmente, estão em funcionamento oito CECs, distribuídos no Rio Grande do Sul e em Santa Catarina.

Programa Hortas Comunitárias

Criado em 2001, o programa oferece uma alternativa de renda às comunidades vizinhas às linhas de transmissão e estimula o uso adequado e a preservação das faixas de servidão, evitando ocupações irregulares. Dessa forma, gerenciando as áreas de segurança das linhas de transmissão e promovendo o cultivo de culturas de pequeno porte, o programa proporciona maior qualidade de vida às famílias participantes, que produzem os próprios alimentos e diversificam sua alimentação – além de reforçar a renda familiar com a comercialização do excedente de produção.

O programa é desenvolvido nos estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul e conta atualmente com 35 hortas, totalizando 302,5 mil metros quadrados de área cultivada. As 1.054 famílias beneficiadas recebem, além da orientação e assistência para a atividade, capacitações em diversos assuntos relacionados à agricultura.

Programa Eletrosul Casa Aberta

Desde que foi criado, há 26 anos, o Programa tem como principal objetivo difundir, de forma lúdica e didática, os conceitos relacionados à conservação de energia elétrica, bem como os benefícios e riscos da eletricidade. A evolução do programa ampliou seus objetivos e incluiu questões sociais, econômicas e de meio ambiente entre os temas abordados. O programa é voltado para estudantes com idade entre 10 e 11 anos e seus professores. Em 2016, 158 escolas participaram das ações do Casa Aberta, com 8.594 alunos e 633 professores.

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Patrocínios e Projetos Culturais e Esportivos

Em 2016, a Eletrobras Eletrosul investiu R$ 709 mil em patrocínios e contratos, seguindo as diretrizes da Política de Patrocínios e de Responsabilidade Social das Empresas Eletrobras. Desse montante, R$ 290 mil foram investidos em projetos culturais, R$ 70 mil em projetos esportivos e R$ 349 mil em projetos de outras categorias.

Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça

O programa busca promover a igualdade de oportunidades entre homens e mulheres no âmbito das organizações públicas e privadas, baseado no desenvolvimento de novas concepções na gestão de pessoas e na cultura organizacional. O selo Pró-Equidade de Gênero e Raça reconhece as organizações comprometidas com a justiça social, a igualdade de gênero, étnico-racial e o trabalho decente. Em 2016, a Eletrobras Eletrosul foi reconhecida com o Selo pelo quinto ano consecutivo.

Programa de Estágio

O Programa de Estágio da Eletrosul, destinado ao aprimoramento de estudantes regularmente matriculados e com frequência efetiva nos cursos de Ensino Médio, Técnico ou Superior tem por objetivo proporcionar aos estudantes um ambiente de aprendizagem social, profissional e cultural, compatíveis com o contexto básico da profissão.

No ano de 2016, o Programa de Estágio atendeu 217 estagiários, sendo 24 estudantes do Ensino Médio, 17 do Ensino Técnico e 176 estudantes do Ensino Superior, com investimento de mais de um milhão de reais.

7.2 Gestão Ambiental

O Plano Estratégico das Empresas Eletrobras 2015-2030 apresenta em sua Missão, Visão e Valores, o compromisso de atuar de forma sustentável, mantendo o foco em fontes de energia limpa e reduzindo os índices de emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE). A partir dessas premissas, a Eletrobras Eletrosul vem desenvolvendo diversas ações no sentido de aprimorar a gestão e os processos relacionados à sustentabilidade empresarial, incluindo metas ambientais de redução de consumo de energia, água e combustíveis fósseis.

Para aferir os resultados da gestão ambiental, a empresa utiliza um conjunto de indicadores, que avaliam os quantitativos de insumos e resíduos produzidos no processo produtivo e seus impactos nos recursos naturais.

A partir do monitoramento e análise desses indicadores, anualmente são elaborados inventários temáticos ambientais (água, energia, resíduos, combustíveis, supressão vegetal, entre outros), além de diagnósticos de desempenho para todas as áreas da empresa, permitindo o estabelecimento de estratégias, planos e metas de melhoria do desempenho ambiental, contribuindo para a redução do desperdício e incentivando a reutilização de materiais no processo produtivo.

Além disso, atendendo a objetivos estratégicos relacionados ao tema “mudanças climáticas”, anualmente, a empresa contabiliza suas emissões de gases de efeito estufa, participando da elaboração do Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa das empresas Eletrobras.

Tanto na fase de implantação, quanto na fase de operação de seus empreendimentos, a empresa atua em absoluta observância às legislações ambientais e respeito às populações abrangidas pelos seus empreendimentos.

A Eletrobras Eletrosul investiu, em 2016, o valor de R$ 2.845 mil em preservação e recuperação de áreas degradadas, R$ 14.219 mil em manutenção em processos operacionais para a melhoria do meio ambiente, R$ 1.420 mil em projetos ambientais e outros, totalizando o valor de R$ 18.484 mil em investimentos e gastos em proteção ambiental.

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8 BALANÇO SOCIAL

1 - REC UR S OS HU M AN OS

1. 1 - Re mune r a ç ã o

Folha de pagament o brut a (FPB)

- Empregados*

- Administ radores

Relação ent re a maior e a menor remuneração:

- Empregados

- Administ radores

1. 2 - B e ne f í c i o Conc e di dos* Va l or ( mi l ) % sobr e FP B % sobr e R L Va l or ( mi l ) % sobr e FP B % sobr e RL

Encargos sociais 100.223 35,14% 6,85% 93.431 35,98% 6,47%

Aliment ação 24.780 8,69% 1,69% 25.021 9,64% 1,73%

Transport e 279 0,10% 0,02% 447 0,17% 0,03%

Previdência pr ivada 26.688 9,36% 1,82% 24.249 9,34% 1,68%

Saúde 29.002 10,17% 1,98% 24.108 9,28% 1,67%

Segurança e medicina do t rabalho 1.181 0,41% 0,08% 1.666 0,64% 0,12%

Educação ou auxí lio creche 5.641 1,98% 0,39% 5.054 1,95% 0,35%

Capacit ação e desenvolviment o prof issional 771 0,27% 0,05% 1.475 0,57% 0,10%

Out ros 19.329 6,78% 1,32% 26.896 10,36% 1,86%

Tot a l 2 0 7 . 8 9 4 7 2 , 9 0 % 14 , 2 0 % 2 0 2 . 3 4 7 7 7 , 9 3 % 14 , 0 1%

1. 3 - C omposi ç ã o do Cor po Func i ona l

Nº de empregados no f inal do exercí cio

Nº de admissões

Nº de demissões

Nº de est agiários no f inal do exercí cio

Nº de empregados port adores de necessidade especiais no f inal do exercí cio

Nº de prest adores de serviços t erceir izados no f inal do exercí cio

Nº de empregados por sexo:

- Masculino

- Feminino

Nº de empregados por f aixa et ária:

- Menores de 18 anos

- De 18 a 35 anos

- De 36 a 60 anos

- Acima de 60 anos

Nº de empregados por ní vel de escolaridade:

- Analf abet os

- Com ensino f undament al

- Com ensino médio

- Com ensino t écnico

- Com ensino super ior

- Pós-graduados

Percent ual de ocupant es de cargos de chef ia, por sexo:

- Masculino

- Feminino

1. 4 - C ont i gê nc i a s e pa ssi v os t r a ba l hi st a s:

Nº de processos t rabalhist as movidos cont ra a ent idade

Nº de processos t rabalhist as julgados procedent es

Nº de processos t rabalhist as julgados improcedent es

Valor t ot al de indenizações e mult as pagas por det erminação da just iça

2 - I N TER AÇ ÃO D A ENTI DA DE C OM O A M BI ENTE EXTER NO

2.1 - Relacionament o com a Comunidade

Tot ais dos invest iment os em:

Educação

Cult ura

Esport e e lazer

Geração de t rabalho e renda

Out ros

Tot a l dos i nv e st i me nt os

Tribut os (excluí dos encargos sociais)

Compensação f inanceira pela ut ilização de recursos hí dr icos

Tot a l - R e l a c i ona me nt o c om a Comuni da de

366

557

2 . 15 3

52.383

12.902

6 7 . 4 3 8

197.522

12.590

8470

2 12 . 8 0 8

612

349

2 . 6 9 6

1.556 4.584

Va l or ( mi l ) Va l or ( mi l )

1.375

290

874

272

80 14

182 79

2 0 16 2 0 15

1.680 1.309

89,72% 88,00%

10,28% 12,00%

486 476

241 243

103 99

514 486

- -

0 8

1.013 980

50 28

- -

281 304

1.118 1.087

226 225

30 24

396 563

12 8

118 107

1.344 1.312

42 0

1,05 1,05

2 0 16 2 0 15

21,34 16,90

281.468 257.263

3.716 2.423

(Valores expressos em milhares de reais)

2 0 16 2 0 15

285.184 259.686

40

9 PRINCIPAIS ACONTECIMENTOS

Inauguração da UHE Jirau

Em Rondônia, foi inaugurada a Usina Hidrelétrica Jirau (3.750 MW), no dia 16 de dezembro. Um importante projeto estruturante que gera energia suficiente para atender ao consumo de mais de 40 milhões de brasileiros, sendo a 4ª maior Usina Hidrelétrica em operação no Brasil, incluindo Itaipú. A Eletrobras Eletrosul e a Eletrobras Chesf, ambas com 20%, e as empresas Engie (40%) e Mitsui (20%), compõem a Energia Sustentável do Brasil (ESBR), responsável pelo empreendimento.

Marca histórica na geração

Com a entrada em operação da UHE Jirau e a parcela que a empresa possui naquele empreendimento, a Eletrobras Eletrosul alcançou a marca histórica de 2,1 gigawatts (GW) de capacidade instalada de geração. A matriz energética da empresa é 100% limpa, proveniente de fontes hídrica, eólica e solar.

Contrapartida social no MS

Em 13 de dezembro de 2016 foi inaugurada a primeira Unidade de Pronto Atendimento do município de Água Clara (MS), como contrapartida social da Eletrobras Eletrosul pela implantação da Usina Hidrelétrica São Domingos (48 MW). A estrutura da UPA será administrada pela Prefeitura e atenderá casos de urgência e emergência da população da região.

Dez anos do Comitê de Gênero e Raça

Em dezembro de 2016 o Comitê de Gênero e Raça da Eletrobras Eletrosul completou dez anos de atuação. O objetivo do Comitê é contribuir para a implementação de políticas que promovam a igualdade de oportunidades entre homens e mulheres no âmbito das relações de trabalho. É responsável ainda pela coordenação do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça, que está em sua sexta edição.

Doação de créditos de carbono

As empresas acionistas da Energia Sustentável do Brasil (ESBR), responsável pela Hidrelétrica Jirau (Engie, Mitsui, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Chesf), doaram 70 mil créditos de carbono para a Secretaria de Estado do Ambiente do Rio de Janeiro. A doação contribuiu com o Projeto de

2.2 - Int eração com os Fornecedores

3 - I N TER AÇ ÃO C OM O M EI O AM B I EN TE Va l or ( mi l ) % sobr e R S % sobr e R L Va l or ( mi l ) % sobr e RS % sobr e RL

Invest iment os e gast os com a preservação e/ ou recuperação de ambient es

degradados2.845 0,81% 0,19% 2.375 0,88% 0,16%

Invest iment os e gast os com a educação ambient al para empregados,

t erceir izados, aut ônomos e administ radores da ent idade

Invest iment os e gast os com educação ambient al para a comunidade 1 0,00% 0,00% 76 0,03% 0,01%

Invest iment os e gast os com out ros projet os ambient ais 1.402 0,40% 0,10% 2.138 0,79% 0,15%

Tot a l da I nt e r a ç ã o c om o me i o a mbi e nt e 18 . 4 8 4 5 , 2 4 % 1, 2 6 % 18 . 3 2 9 6 , 7 8 % 1, 2 7 %

4 - OU TR AS I N FOR M A ÇÕES

Receit a Lí quida (RL)

Result ado do Serviço (RS)

* Inf ormações da Cont roladora e inclui empregados cedidos, ou seja, valores que são reembolsados post eriorment e (364 cedidos em 2016 e 351 cedidos em 2015).

17 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

352.885 270.415

1.463.266 1.444.963

Nos crit ér ios de responsabilidade social ut ilizados para a seleção de seus f ornecedores, são exigidos cont roles sobre:

A seleção de f ornecedores segue legislação e normas especí f icas com ênf ase na Lei das Licit ações nº 8.666, de 21/ 06/ 1993, Lei nº10.520, de 17/ 07/ 2002 e no Decret o nº 5.450, de 31/ 05/ 2005. São

realizadas pesquisas de sat isf ação abordando o sist ema de cadast rament o de f ornecedores e o sist ema de pregão. É f iscalizado o cumpriment o de quest ões como t reinament o e pagament o de

pessoal, unif orme, aliment ação, saúde e segurança de pessoal e de t erceiros.

Invest iment os e gast os com manut enção nos processos operacionais para a melhor ia

do meio ambient e14.219 4,03% 0,97% 13.740 5,08% 0,95%

41

Compensação de Emissões de Gases de Efeito Estufa dos Jogos Olímpicos e Paralímpicos – Rio 2016 (Programa Jogos Limpos).

Plano de Negócios e Gestão 2017-2021

Ao final do ano, a Diretoria Executiva e o Conselho de Administração aprovaram o Plano de Negócios e Gestão da empresa para o período de 2017-2021, alinhado ao Plano Diretor de Negócios e Gestão da Holding Eletrobras, que estabele as principais estratégicas para a melhoria contínua dos resultados econômicos-financeiros e operacionais da empresa.

Plano de Redução de Custos

Com o objetivo de otimização de recursos e redução do custeio, em 2016 foi implementado um Plano de Redução de Custos, que limitou os gastos com Materiais, Serviços e Outras Despesas ao valor realizado em 2015, o que representou uma economia de aproximadamente 18% em relação ao originalmente aprovado para o exercício.

10 PRÊMIOS E RECONHECIMENTOS

C40 Cities Awards 2016

O Programa Agricultura Urbana, da Prefeitura de Curitiba (PR), venceu o prêmio internacional C40 Cities Awards 2016, na categoria Cidades Sustentáveis. A iniciativa, que conta com o apoio da Eletrobras Eletrosul em 17 hortas comunitárias, concorreu com 160 projetos, de 75 cidades, e foi reconhecida por sua contribuição para a redução da emissão de gases do efeito estufa.

Certificado de Responsabilidade Social

A Eletrobras Eletrosul recebeu Certificado de Responsabilidade Social de Santa Catarina durante sessão especial na Assembleia Legislativa de Santa Catarina (ALESC). O reconhecimento é uma iniciativa da ALESC, que homenageia as organizações que tenham a responsabilidade socioambiental incluída em suas políticas de gestão.

Reconhecimento Internacional na ONU

O Programa de Atendimento à Pessoa com Deficiência (PAPD) da Eletrobras Eletrosul recebeu o Reconhecimento Global “Boas Práticas para Trabalhadores com Deficiência”, nas categorias protagonismo e acessibilidade, durante premiação na sede da Organização das Nações Unidas (ONU), em Nova York.

Prêmio Empreendedor

Em sua 18º edição, o Prêmio Empreendedor, promovido pelo jornal Correio Lageano e Instituto Paschoal Baggio, homenageou a Eletrobras Eletrosul pelas iniciativas que estimulam o desenvolvimento social e econômico da região Serrana de Santa Catarina.

Exame Melhores e Maiores

A Eletrobras Eletrosul esteve entre as dezenove empresas com sede em Santa Catarina que integraram o ranking das 100 Maiores da Região Sul, conforme a pesquisa da Revista Exame, ocupando a 56ª posição. Foi a empresa que mais subiu de posições em relação a 2014, quando apareceu em 75º lugar.

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500 Maiores do Sul

No ranking da Revista Amanhã, referente a 2016, a Eletrobras Eletrosul ocupou a 20ª posição entre as 500 maiores empresas da Região Sul. Em Santa Catarina, a estatal figurou no sétimo lugar. Para a classificação das empresas são avaliados receita, lucro e patrimônio.

Troféu Onda Verde

A Eletrobras Eletrosul conquistou o Troféu Onda Verde, na categoria Gestão Ambiental, pelo projeto de eficientização do edifício-sede, localizado em Florianópolis (SC). A empresa foi homenageada durante o 23º Prêmio Expressão de Ecologia, considerado a maior premiação ambiental da região Sul do Brasil, com reconhecimento do Ministério do Meio Ambiente.

Etiqueta de Eficiência Energética

O Centro Regional de Manutenção e Apoio à Operação da Eletrosul, em Sant’Ana do Livramento (RS), conquistou a Etiqueta PBE Edifica com nível A de Eficiência Energética, emitida pelo Inmetro. Com o reconhecimento, a empresa contabiliza dez etiquetas de eficiência energética para edificações, distribuídas em cinco prédios.

11 PERSPECTIVAS

O ano de 2016 foi de trabalho árduo para superar as dificuldades e viabilizar as melhores alternativas para a Eletrobras Eletrosul. Nossos resultados refletem as conjunturas econômica e financeira do setor elétrico e do País, bem como as medidas que a empresa adotou para aprimorar sua performance organizacional.

O Plano de Negócios e Gestão aprovado pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração para o período de 2017-2021, prevê a adoção de medidas de equílibrio do Fluxo de Caixa, otimização de recursos, redução de gastos com custeio, aumento do EBITDA e redução do estoque da dívida da empresa, com a transferência de ativos para a Holding, entre outras, projetando um futuro desafiador e promissor para a Companhia.

Temos a certeza de que estamos preparados para empreender todas as medidas necessárias ao cumprimento desse Plano de Negócios e Gestão, atuando com a seriedade e a competência que sempre orientaram a nossa empresa.

Estamos seguros de poder contar com as parcerias necessárias para superar os desafios e, principalmente, com o reconhecimento da sociedade para quem, como empresa pública, dedicamos nosso trabalho. É esse o caminho que a Eletrobras Eletrosul seguirá para buscar resultados cada vez mais positivos e continuar sendo motivo de orgulho para todos os que acreditam e confiam nesta grande empresa.

Auditores Independentes Em atendimento à Instrução CVM nº 381/2013, informamos que a KPMG Auditores Independentes (KPMG) presta serviços de auditoria independente para a Companhia, suas controladas e controladas em conjunto, a exceção de: Costa Oeste Transmissora de Energia e Marumbi Transmissora de Energia, auditadas pela Maciel Auditores S/S; Energia Sustentável do Brasil Participações (ESBR) e Empresa de Transmissão do Alto Uruguai (ETAU), auditadas pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores

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Independentes; Fronteira Oeste Transmissora de Energia, auditada pela Berkan Auditores Independentes S.S.; Teles Pires Participações, auditada pela EY Auditores Independentes; e Paraíso Transmissora de Energia S.A. e Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (TSBE), auditadas pela Martinelli Auditores.

Em 2016, a Companhia também contratou a KPMG para a revisão do Relatório de Controle Patrimonial de 2016, bem como das demonstrações contábeis regulatórias.

Agradecimentos Diante dos resultados obtidos, agradecemos aos nossos clientes e fornecedores, ao Ministério de Minas e Energia, à ANEEL, ao ONS, às autoridades municipais, estaduais e federais e em especial à Eletrobras, pela confiança depositada.

O resultado alcançado em 2016 também é fruto do trabalho e dedicação de nosso corpo funcional, que diante das contingências enfrentadas, demonstrou sua capacidade de reinvenção para superar as adversidades.

Um acontecimento em especial foi capaz de ilustrar muito bem esse sentimento coletivo. Em outubro, temporais derrubaram torres e romperam cabos, causando emergências simultâneas em diferentes localidades nos estados de SC e RS. As equipes da Eletrobras Eletrosul se dividiram e, ao mesmo tempo, se multiplicaram para solucionar todos os casos – o que foi feito em tempo recorde.

O trabalho em equipe sintetiza o que, sabemos, podemos esperar sempre do conjunto dos empregados da Eletrobras Eletrosul: comprometimento, disposição e competência. Por tudo isso, queremos agradecer imensamente aos nossos empregados.

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Eletrosul Centrais Elétricas S/A Demonstrações Contábeis Regulatórias

Demonstrações Contábeis Regulatórias Eletrosul Centrais Elétricas S/A Em 31 de dezembro de 2016

Com Relatório dos Auditores Independentes

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BALANÇOS PATRIMONIAIS ............................................................................................................................... 47

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ............................................................................................................... 49

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE .................................................................................. 50

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ................................................................................................. 51

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ................................................................................................. 52

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .......................................................... 53

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS .................................. 54

NOTA 1 – INFORMAÇÕES GERAIS ................................................................................................................... 54

NOTA 2 – CONCESSÕES DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA .......................................... 57

NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS ....................... 60

NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ............................................................................................. 61

NOTA 5 – ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS ....................................................... 65

NOTA 6 – CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS .................... 69

NOTA 7 – CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS ...................................................................................... 70

NOTA 8 – CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS .......................................... 71

NOTA 9 – AQUISIÇÃO E ALIENAÇÃO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS E VENDA DE ATIVOS . 72

NOTA 10 – CRÉDITOS INDENIZATÓRIOS – LEI Nº 12.783/13 ..................................................................... 74

NOTA 11 – CRÉDITOS DE ENERGIA RENEGOCIADOS – LEI Nº 8.727/93 ............................................... 74

NOTA 12 – DIVIDENDOS A RECEBER .............................................................................................................. 75

NOTA 13 – TRIBUTOS A RECUPERAR ............................................................................................................. 75

NOTA 14 – OUTROS ATIVOS .............................................................................................................................. 76

NOTA 15 – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS ............................................ 77

NOTA 16 – INVESTIMENTOS ............................................................................................................................... 78

NOTA 17 – IMOBILIZADO .................................................................................................................................... 85

NOTA 18 – INTANGÍVEL ....................................................................................................................................... 90

NOTA 19 – IMPAIRMENT ...................................................................................................................................... 92

NOTA 20 – FORNECEDORES .............................................................................................................................. 93

NOTA 21 – EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ......................................................................................... 94

NOTA 22 – NOTAS PROMISSÓRIAS ............................................................................................................... 101

NOTA 23 – TRIBUTOS A RECOLHER ............................................................................................................. 103

NOTA 24 – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS ..................................................................... 103

NOTA 25 – PROVISÕES PARA RISCOS E CONTINGÊNCIAS ................................................................... 109

NOTA 26 – PROGRAMAS DE P&D E DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ...................................................... 114

NOTA 27 – CONCESSÕES A PAGAR - USO DE BEM PÚBLICO .............................................................. 114

NOTA 28 – PROVISÕES OPERACIONAIS ...................................................................................................... 115

NOTA 29 – OBRIGAÇÕES VINCULADAS À CONCESSÃO ........................................................................ 116

NOTA 30 – OUTROS PASSIVOS ....................................................................................................................... 116

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NOTA 31 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO ....................................................... 117

NOTA 32 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO PREVIDENCIÁRIO E SAÚDE .................................................. 118

NOTA 33 – PATRIMÔNIO LÍQUIDO .................................................................................................................. 124

NOTA 34 – PESSOAL E ADMINISTRADORES .............................................................................................. 126

NOTA 35 – DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO SEGREGADO POR ATIVIDADE ............................ 127

NOTA 36 – COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................................................................. 129

NOTA 37 – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS .................................................................................. 129

NOTA 38 – RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ......................................................................................... 130

NOTA 39 – RECONCILIAÇÃO DAS TAXAS EFETIVAS E NOMINAIS - IR E CSLL ................................ 130

NOTA 40 – CONCILIAÇÃO DO BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO ............ 131

NOTA 41 – INSTRUMENTOS FINANCEIROS, GESTÃO DE RISCOS E VALORES JUSTOS .............. 135

NOTA 42 – INVESTIMENTOS AMBIENTAIS ................................................................................................... 141

NOTA 43 – INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES AO FLUXO DE CAIXA ............................................. 141

NOTA 44 – EVENTOS APÓS A DATA DO BALANÇO .................................................................................. 142

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BALANÇOS PATRIMONIAIS em 31 de dezembro de 2016 e 2015

(em milhares de reais)

Notas 2016 2015AtivosAtivo Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 6 24.169 29.222 Títulos e valores mobiliários 6 54.807 39.266 Concessionárias e permissionárias 8 170.737 152.965 Créditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 11 25.814 24.277 Serviços em curso 37.110 46.305 Dividendos a receber 12 10.766 5.033 Tributos a recuperar 13 17.538 49.594 Cauções e depósitos vinculados 7 1.908 48.137 Almoxari fado 35.042 38.240 Despesas pagas antecipadamente 2.195 1.644 Alienação de ativos a receber 9.2 66.611 162.957 Outros ativos circulantes 14 67.932 105.613

514.629 703.253 Ativo Não CirculanteRealizável a longo prazo

Créditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 11 736.492 628.315

Tributos a recuperar 13 4.167 4.569

Ativo fiscal diferido líquido 15 - 23.703 Cauções, depósitos e fundos vinculados 7 40.949 107.676

Ações preferenciais resgatáveis 16.5 93.710 93.710 Recursos destinados a aumento de capital 16.6 1.090.683 1.317.575 Alienação de ativos a receber 9.2 - 169.247 Outros ativos não circulantes 14 226.388 112.750

2.192.389 2.457.545 Investimentos 16 2.757.776 2.187.907

Imobilizado 17 4.676.187 4.139.297

Intangível 18 265.213 219.191

9.891.565 9.003.940

TOTAL DO ATIVO 10.406.194 9.707.193

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.

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BALANÇOS PATRIMONIAIS em 31 de dezembro de 2016 e 2015


Notas 2016 2015

PassivoPassivo circulante

Fornecedores 20 76.528 88.504

Empréstimos e financiamentos 21 607.614 446.058

Notas promissórias 22 285.310 209.135

Folha de pagamento 37.286 37.190

Obrigações estimadas 48.026 44.243

Benefício pós-emprego 32 6.833 6.422

Tributos a recolher 23 37.589 58.279

Imposto de renda e contribuição social a recolher - 338 Dividendos declarados 33.5 89.808 38.649 Encargos setoriais 45.445 41.640

Provisão para uso do bem público 27 2.466 2.304

Provisões operacionais 28 63.607 113.487

Cauções em garantia 6.639 -

Outros passivos circulantes 71.070 52.669

1.378.221 1.138.918

Passivo não circulante

Empréstimos e financiamentos 21 3.038.479 3.206.294

Obrigações estimadas 2.822 6.182

Benefício pós-emprego 32 269.396 183.354

Tributos a recolher 23 - 29.283

Provisões para riscos 25 142.366 93.536

Passivo fiscal diferido, líquido 15 196.043 -

Provisão para uso do bem público 27 28.238 24.150

Provisões operacionais 28 3.584 5.690

Outros passivos não circu lantes 30 436.084 513.580

Total do passivo 4.117.012 4.062.069

Patrimônio líquido 33

Capital social 4.359.226 4.359.226

Reservas de lucros 278.627 276.455

Outros resultados abrangentes (184.828) (129.475)

Reserva de Reavaliação 457.936 -

Total do patrimônio líquido 4.910.961 4.506.206

Total do passivo e do patrimônio líquido 10.406.194 9.707.193


49


DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015

(em milhares de reais) Notas 2016 2015

Operações em continuidade

Receita / IngressoSuprimento de energia elétrica 402.765 361.839 Energia elétrica de curto prazo 282.844 318.978 Disponibilização do sistema de transmissão 927.490 904.537 Serviços cobráveis 28.245 32.320 Outras receitas 13.733 15.315

1.655.077 1.632.989 Tributos

ICMS (1.469) (1.149) PIS/PASEP (26.549) (26.187) Cofins (122.289) (120.625) ISS (588) (998)

(150.895) (148.959) Encargos

Pesquisa e desenvolvimento - P & D (14.213) (13.974) CDE (846) -Proinfa (1.421) -Reserva global de reversão - RGR (7.239) (8.080) Compensação Financ. p/ Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (12.590) (12.902)

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE (4.607) (4.111)

(40.916) (39.067)

Receita líquida / Ingresso líquido 1.463.266 1.444.963

Custos não gerenciáveis 37Energia elétrica comprada para revenda (283.591) (224.560) Encargo de transmissão, conexão e distribuição (19.830) (18.693)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.159.845 1.201.710

Custos gerenciáveis 37Pessoal e administradores (404.152) (372.221) Material (9.590) (12.075) Serviço de terceiros (110.060) (106.163) Depreciação e amortização (167.426) (166.150) Arrendamento e alugueis (9.463) (9.020) Seguros (6.033) (6.147) Doações, contribuições e subvenções (2.435) (4.995) Provisões (27.913) (9.115) Tributos (4.053) (3.281) (-) Recuperação de despesas 21.641 28.908 Provisão para redução ao valor recuperável 23.244 (67.323) Provisão para perdas em investimentos (39.532) (123.162) Gastos diversos (62.056) (60.405)

Outras Receitas Operacionais 4.586 158.357 Outras Despesas Operacionais (13.718) (178.503)

(806.960) (931.295) Resultado da Atividade 352.885 270.415

Equivalência patrimonial 16 58.103 (654.839) Resultado Financeiro 38 (363.909) (418.525)

Despesas financeiras (636.679) (698.309) Receitas financeiras 272.770 279.784

Resultado antes dos impostos sobre os lucros 47.079 (802.949)

Despesa com impostos sobre os lucros 39 834 44.259 Resultado líquido do exercício 47.913 (758.690)

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DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE Exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015


2016 2015

Resultado do exercício 47.913 (758.690) Outros resultados abrangentes

Previdência Privada – Superávit (Déficit) Atuarial (76.825) (10.574) Efeito de imposto de renda 21.472 7.493

Total de resultados abrangentes do exercício, líquidos de impostos

(7.440) (761.771)


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DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015


Notas 2016 2015

ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro (Prejuízo) antes dos tributos sobre o lucro 47.079 (802.949) Despesas (receitas) que não afetam o caixa

Depreciação e amortização 167.426 166.150 Amortização de ágio de investimentos 8.919 8.946 Variação monetária (28.978) 105.565

Encargos financei ros gerados 364.596 340.285 Resultado de participações societárias (58.103) 654.839 Ajuste a valor presente de tributos 2.718 (2.910)

Redução (provisão) do valor recuperável de ativos (impai rment) (23.244) 67.323 Provisões para perdas em investimentos 39.532 123.162 Perdas do ativo permanente 213 (1.871)

Provisões para riscos 27.509 8.694 Provisão para crédito de liquidação duvidosa 404 421

Comp. aposentadoria especial/passivo atuarial 1.486 116 Passivo atuarial (CVM 695) 11.405 11.276 Alienação da concessão nº 010/2009 - (156.322)

Alienação de investimentos societários - 169.393 Outros 39.548 13.887

Lucro (prejuízo) ajustado 553.431 1.508.954

Acréscimo (decréscimo) nos ativos operacionaisAplicações financeiras (15.541) 63.205

Clientes (17.943) 9.734 Tributos a recuperar 32.458 52.347 Almoxari fado (851) (13.784)

Cauções e depósitos vinculados 112.956 (38.929)

Outros créditos 70.592 (64.954)

181.671 7.619 Acréscimo (decréscimo) nos passivos operacionais

Fornecedores (11.976) 16.487 Folha de pagamento 96 (1.065)

Imposto de renda e contribuição social a pagar 38.886 64.986 Tributos a recolher (70.155) (78.672) Obrigações estimadas (3.544) (6.045)

Benefício pós-emprego 2.690 3.625 Encargos setoriais 3.806 740 Outros passivos 9.757 (36.847)

(30.440) (36.791)

Caixa proveniente das atividades operacionais 751.741 676.833

Pagamento de encargos financeiros e comissões (199.802) (223.660)

Pagamento de imposto de renda e contribuição social - (24.731) Recebimento de encargos financeiros 222 362 Recebimento de créditos indenizatórios - Lei 12.783/13 10 - 463.764

Recebimento de créditos de energia renegociados 11 25.334 23.062 Depósitos judiciais 2.433 (19.235)

Caixa líquido das atividades operacionais 579.928 896.395

52


DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015


Notas 2016 2015

ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Em ativo imobilizado (161.150) (399.181)

Em ativo intangível (24.166) (5.216) Em participações societárias - capital 16 (127.483) (187.148)

Em participações societárias - AFAC 16 (319.907) (737.641) Recebimento de remuneração dos investimentos societários 12.269 13.380 Recebimento pela alienação de investimentos societários 58.104 69.645

Recebimento pela alienação da concessão nº 010/2009 182.617 140.794 Recebimento pela liquidação de investimentos societários 1.174 - Outros investimentos 37 15

Caixa líquido das atividades de investimentos (378.505) (1.105.352)

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOEmpréstimos e financiamentos obtidos 21 4.287 250.901

Notas promissórias emitidas 22 250.000 200.000 Pagamento de empréstimos e financiamento - principal 21 (254.273) (229.503) Pagamento de remuneração aos acionistas - (44)

Pagamento de notas promissórias - principa l (200.000) - Pagamento de dívida de previdência complementar (6.490) (6.565)

Caixa líquido das atividades de financiamento (206.476) 214.789

Variação

Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa (5.053) 5.832

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 29.222 23.390 Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 24.169 29.222

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

Os efeitos não caixa estão demonstrados na nota explicativa nº 43.

53


DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015


Capital social

Reservas de Reavaliação

Reservas de lucros

Ajuste de avaliação

patrimonial

Dividendos adicionais propostos

Lucros acumulados

Patrimônio Líquido

Saldos em 31.12.2014 (não auditado) 4.295.250 - 1.035.145 (126.391) 25.623 -

5.229.627

Ajuste de ganhos (perdas) atuariais, líquido de tributos

- - (3.084) - - (3.084)

Ajustes de hedges de fluxo de caixa - - - - - - Incorporação do AFAC ao capital 63.976 - - - - 63.976

Atualização pe la SELIC do AFAC - - - - - - Dividendos aprovados AGO - - - (25.623) - (25.623) Proventos excedentes da contabil idade societária - 10.019 - - (10.019) - Lucro líquido do exercício - - - - (758.690) (758.690) Destinação proposta à A.G.O.:Reserva legal - - - - - - Dividendos - - - - - - Dividendos adicionais propostos - - - - - - Compensação do prejuízo do exercício (768.709) 768.709 - Saldos em 31.12.2015 4.359.226 - 276.455 (129.475) - - 4.506.206

Ajuste de ganhos (perdas) atuariais, líquido de tributos

- - (55.353) - - (55.353)

Constituição de Reserva de Reavaliação, líquida de tributos - 457.936 - - - - 457.936

Transferência do AFAC para passivo -

Incorporação do AFAC ao capital - - - - - - Dividendos aprovados AGO - - - - - - Proventos excedentes da contabil idade societária - (1.057.456) - - 1.057.456 - Lucro líquido do exercício - - - - 47.913 47.913 Destinação proposta à A.G.O.: - - - - - - Reserva legal - 55.269 - - (55.269) - Reserva de Lucros a Realizar - (1.004.360) - - 1.004.360 - Dividendos - - - - (45.741) (45.741) Saldos em 31.12.2016 4.359.226 457.936 (1.730.092) (184.828) - 2.008.719 4.910.961


54


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS

Em 31 de dezembro de 2016 e 2015

(valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

NOTA 1 – INFORMAÇÕES GERAIS

1.1 A COMPANHIA

A Eletrosul Centrais Elétricas S/A ("Eletrosul" ou "Companhia"), com sede na Rua Deputado Antonio Edu Vieira, 999, Bairro Pantanal, CEP 88040-901, na cidade de Florianópolis, estado de Santa Catarina, é uma concessionária de serviço público e produtora independente de energia elétrica. A Companhia é uma sociedade de economia mista federal, de capital fechado, controlada das Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, vinculada ao Ministério das Minas e Energia. Foi constituída em 23 de dezembro de 1968, tendo como atividades preponderantes a transmissão, a geração e a comercialização de energia elétrica nos três estados do Sul e no Mato Grosso do Sul. A comercialização de energia é realizada com consumidores livres e comercializadoras de todo o Brasil.

A receita operacional1 da Eletrosul, em 2016, foi formada pela atividade de transmissão (56,1%), pela atividade de geração e energia elétrica de curto prazo (41,4%) e por outras atividades (2,5%). As receitas de transmissão são oriundas de contratos de concessão e de autorizações, e as receitas de geração são oriundas de contratos de compra e venda de energia, firmados no ambiente regulado de contratos bi-laterais e de operações realizadas no curto prazo, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O sistema de transmissão de energia elétrica em operação da Eletrosul, integrante do Sistema Interligado Nacional (SIN), possui 10.991,4 km2 de linhas de transmissão e potência de transformação de 25.850,8 MVA1, distribuídos em 44 subestações e em uma conversora de frequência na fronteira do Brasil com a Argentina. Além das instalações próprias, a Companhia possui equipamentos ou tem envolvimento com mais 55 subestações e nos sistemas de integração com o Uruguai (Rivera) e a Argentina (Garabi).

O parque gerador em operação da Eletrosul é formado por 3 hidrelétricas, 2 PCHs, 6 parques eólicos e uma unidade solar fotovoltaica, totalizando 476,0 MW de capacidade instalada. Possui ainda 186,6 km2 de linhas de transmissão e potência de transformação de 330,4 MVA2, em 6 subestações de conexão.

Além dos sistemas de transmissão e do parque gerador próprio, a Companhia participa em outras Sociedades de Propósito Específicos (SPE) nos três estados da região Sul e nos estados de Mato Grosso, Pará e Rondônia, para implantação e operação de sistemas de transmissão compostos por 2.295,5 km de linhas2, 12 subestações com capacidade de transformação de 3.773 MVA2, 2 usinas hidrelétricas com capacidade instalada de 5.570 MW e 29 parques eólicos com capacidade instalada de 662,0 MW2. As informações relativas às concessões dessas empresas estão apresentadas na nota nº 2 e as informações financeiras correspondentes, na nota nº 16. Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia apresenta capital circulante líquido negativo no valor de R$ 863.592 mil decorrente, basicamente, da captação de recursos de terceiros com vencimento no curto prazo, para viabilizar o programa de investimentos da Companhia. A Administração monitora o fluxo de

1 Receita operacional regulatória. 2 Informação não auditada pelos nossos auditores independentes.

55


caixa e avalia medidas quanto à adequação da situação atual aos níveis adequados, como captação de novos recursos, renegociação de financiamentos e alienação de ativos e participações societárias.

1.2 PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

No dia 12 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória 579/2012 (MP 579) que regulamentou a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, outorgadas antes da publicação da Lei nº 8.987, de 1995, e alcançadas pela Lei nº 9.074 de 1995. Em 14 de setembro de 2012, foi publicado o Decreto 7.805 que regulamentou a MP 579.

De acordo com a MP 579, as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia, vencidas ou vincendas nos 60 meses subsequentes à publicação da referida MP, tinham a opção de ter o vencimento antecipado para dezembro de 2012, com prorrogação, a critério do Poder Concedente uma única vez pelo prazo de até 30 anos, entretanto, para a atividade de transmissão, a prorrogação dependeria da aceitação expressa, dentre outras, das seguintes principais condições: i) receita fixada conforme critérios estabelecidos pela ANEEL; ii) valores estabelecidos pela indenização dos ativos; e iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela ANEEL.

Através das Resoluções Normativas 589 e 596, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, para fins de indenização, definiu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR) para os ativos de transmissão existentes em 31 de maio de 2000 ainda não depreciados (RBSE) e os critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, de aproveitamentos hidrelétricos, cujas concessões foram prorrogadas ou não, nos termos da Lei nº 12.783.

De acordo com a Resolução Normativa 589, de 10 de dezembro de 2013, foi apresentado à ANEEL, o laudo de avaliação dos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 (“Laudo de Avaliação”), para fins do processo de indenização das instalações da denominada Rede Básica Sistema Existente – RBSE prevista no Artigo 15, §2º da Lei 12.783/13. Em 12 de agosto de 2014, a Companhia protocolou na ANEEL o Laudo Técnico de Avaliação dos Ativos elaborado pela Delos Consultoria Ltda., empresa independente credenciada pela ANEEL, relativo aos bens existentes em 31 de maio de 2000, buscando reconhecer o montante de R$ 1.060.632 mil. Em 14 de julho de 2015, através do Despacho nº 2.296, foi homologado pela ANEEL o montante de R$ 1.007.043 mil.

O valor contábil regulatório, até então mantido pelo custo histórico, dos gastos relacionados ao investimento, ampliações e/ou melhorias em certos ativos da concessão prorrogada era de R$ 492.487 mil, referente a ativos de transmissão da rede básica dos serviços existentes.

Em 2016, o valor do laudo foi reconhecido contabilmente, atualizado pelo IPCA até a data da homologação, tendo como contrapartida o reconhecimento em Reserva de Reavaliação. O valor do laudo atualizado na data de 14 de julho de 2015 foi de R$ 1.208.314 mil.

Em 20 de abril de 2016, o Ministério das Minas e Energia - MME publicou a Portaria nº 120 que regulamentou as condições de recebimento das indenizações relativas aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas instalações da Rede Básica Sistema Existente - RBSE e demais Instalações de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, conforme parágrafo segundo do artigo 15 da Lei 12.783/2013.

São abrangidos pela Portaria os ativos reversíveis que não estavam depreciados até 31 de dezembro de 2012, quando a Companhia teve antecipado o vencimento do contrato de concessão nº 057/2001, nos termos da Lei nº 12.783/13 (de conversão da MP 579/12).

A remuneração desses ativos se dará pela seguinte forma:

56


(i) Pelo custo do capital correspondente aos ativos, composto por remuneração e depreciação acrescidos dos devidos tributos a partir do processo tarifário de 2017; sendo que a remuneração será dada através do Custo Médio Ponderado de Capital e a depreciação será paga em função da vida útil de cada ativo incorporado a Base de Remuneração Regulatória;

(ii) O custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário será atualizado e remunerado pelo custo de capital próprio.

A partir do processo tarifário de 2017 o custo de capital será remunerado pelo Custo Médio Ponderado de Capital pelo prazo de oito anos.

A referida Portaria cita que os valores devidos vão compor a base de remuneração regulatória da Companhia, ou seja, serão repassados às tarifas de energia dos consumidores e que isso será iniciado a partir do processo tarifário de 2017. Além de remunerar os ativos, a Portaria também estabelece que o custo de capital incorrido pela Companhia possa ser incluído nos referidos valores.

57


NOTA 2 – CONCESSÕES DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

A Companhia e suas controladas e controladas em conjunto possuem as seguintes concessões e autorizações:

2.1 USINAS DA COMPANHIA

O parque gerador é formado pelos empreendimentos a seguir discriminados (vide nota nº 17):

Empreendimentos

Operação comercial Local

Potência instalada

Concessão/ permissão


(não auditado)

Usinas Hidrelétricas (UHE)UHE Passo São João 2012 Roque Gonzales (RS) 77,00 MW 08/2006 08/2041

UHE Jaime Canet Junior (49% - consórcio) 2012 Telêmaco Borba/Ortigueira (PR) 177,94 MW 07/2007 07/2042

UHE São Domingos 2013 Água Clara/Ribas do Rio Pardo (MS) 48,00 MW 12/2002 12/2037

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)

PCH Barra do Rio Chapéu 2013 Santa Rosa de Lima/Rio Fortuna (SC) 15,15 MW 05/2004 05/2034

PCH João Borges 2013 São José do Cerrito/Campo Belo do Sul (SC) 19,00 MW 12/2005 12/2035

Usinas Eólicas

Parque Eólico Cerro Chato I 2012 Sant'Ana do Livramento (RS) 30,00 MW 08/2010 08/2045

Parque Eólico Cerro Chato II 2011 Sant'Ana do Livramento (RS) 30,00 MW 08/2010 08/2045

Parque Eólico Cerro Chato III 2011 Sant'Ana do Livramento (RS) 30,00 MW 08/2010 08/2045

Parque Eólico Capão do Inglês 2015 Sant'Ana do Livramento (RS) 10,00 MW 05/2014 05/2049

Parque Eólico Coxilha Seca 2015 Sant'Ana do Livramento (RS) 30,00 MW 05/2014 05/2049

Parque Eólico Galpões 2015 Sant'Ana do Livramento (RS) 8,00 MW 05/2014 05/2049

Usina Solar Fotovoltaica

Megawatt Solar1 2014 Florianópolis (SC) 0,93 MW - -

476,02 MW

(1) Empreendimento abordado pela Resolução Normativa da ANEEL nº 390/2009.

58


2.2 USINAS DAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Empresa P arti c. Usinas Local iza çãoPotê ncia insta la da

Ope raçã o comerci al

Conce ssão/ permissã o

Vencime nto concessã o/ permissã o

Usi na s Hidrel étri casESBR

Part icipações20,00% UHE Jirau Rio M adeira (RO) 3.750 M W 09/ 2013 08/ 2008 08/ 2043

Teles Pires Part icipações 24,72% UHE Teles Pires Rio Teles P ires (M T) 1.820 M W 11/ 2015 06/ 2011 06/ 2046

Usi na s Eólica sChuí I Chuí (RS) 24 M W 06/ 2015 03/ 2012 03/ 2047Chuí II Chuí (RS) 22 M W 06/ 2015 03/ 2012 03/ 2047Chuí IV Chuí (RS) 22 M W 06/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Chuí V Chuí (RS) 30 M W 05/ 2015 03/ 2012 03/ 2047Minuano I Chuí (RS) 22 M W 05/ 2015 04/ 2012 04/ 2047Minuano II Chuí (RS) 24 M W 05/ 2015 03/ 2012 03/ 2047

Chuí IX 99,99% Chuí 09 Chuí (RS) 17,9 M W 10/ 2015 05/ 2014 05/ 2049

Verace 24 Sant a Vitória do Palmar (RS)19,7 M W 11/ 2015

06/ 2014 06/ 2049


06/ 2014 06/ 2049


06/ 2014 06/ 2049

Verace 27 Chuí (RS) 16,1 M W 11/ 2015 06/ 2014 06/ 2049

Verace 28 Chuí (RS) 12,5 M W 12/ 2015 06/ 2014 06/ 2049Verace 29 Chuí (RS) 17,9 M W 12/ 2015 06/ 2014 06/ 2049Verace 30 Sant a Vitória do Palmar (RS)

17,9 M W 12/ 201506/ 2014 06/ 2049


06/ 2014 06/ 2049


06/ 2014 06/ 2049

Verace 35 Sant a Vitória do Palmar (RS)

12,5 M W 12/ 201506/ 2014 06/ 2049

Verace 36 Chuí (RS) 21,5 M W 12/ 2015 06/ 2014 06/ 2049

Cerro Chat o IV* Sant 'Ana do Livramento (RS) 10 M W - 03/ 2012 03/ 2047Cerro Chat o V* Sant 'Ana do Livramento (RS) 12 M W - 03/ 2012 03/ 2047Cerro Chat o VI* Sant 'Ana do Livramento (RS) 24 M W - 02/ 2012 02/ 2047Cerro dos Trindade* Sant 'Ana do Livramento (RS) 8 M W - 03/ 2012 03/ 2047

Ibirapuitã Sant 'Ana do Livramento (RS) 25,2 M W 08/ 2015 02/ 2012 02/ 2047

Geribatu I Sant a Vitória do Palmar (RS) 20 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu II Sant a Vitória do Palmar (RS) 20 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu III Sant a Vitória do Palmar (RS) 26 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu IV Sant a Vitória do Palmar (RS) 30 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu V Sant a Vitória do Palmar (RS) 30 M W 02/ 2015 04/ 2012 04/ 2047Geribatu VI Sant a Vitória do Palmar (RS) 18 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu VII Sant a Vitória do Palmar (RS) 30 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu VIII Sant a Vitória do Palmar (RS) 26 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu IX Sant a Vitória do Palmar (RS) 30 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047Geribatu X Sant a Vitória do Palmar (RS) 28 M W 02/ 2015 02/ 2012 02/ 2047

49,00%Chuí

59,00%

Santa Vitória do Palmar

49,00%

Livramento

99,99%

99,99%

99,99%

Herm enegildo I

Herm enegildo II

Herm enegildo III

* Em operação comercial 25,2 MW correspondendo ao parque Ibirapuitã. A suspensão da operação dos demais parques está em discussão judicial, em virtude de sinistro ocorrido em 12/2014. .

59


2.3 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DA COMPANHIA

A Companhia possui concessão para construção e operação de subestações e linhas de transmissão, a seguir discriminadas:

Contrato de concessão

Linhas de transmissão/subestações Extensão (km)

Capacidade de transformação

(MVA)

Data da concessão


057/20011 38 subestações de transmissão e linhas de transmissão em 525 kV, 230 kV, 138 kV e 69 kV.

9.496,64 23.368,10 12/2012 12/2042

004/2004Linhas de transmissão 525 kV Salto Santiago (PR) – Ivaiporã (PR) e Ivaiporã (PR) – Cascavel D´Oeste (PR) e Módulos nas SE Ivaiporã, SE Salto Santiago e SE Cascavel do Oeste (Copel).

371,90 - 02/2004 02/2034

010/20052 Linha de transmissão 525 KV Campos Novos - Blumenau e subestação Biguaçu 525 kV.

357,80 1.344,00 03/2005 03/2035

005/2006 Linha de transmissão 525 kV Campos Novos (SC) – Nova Santa Rita (RS) e Módulos na SE Nova Santa Rita e SE Campos Novos.

257,43 - 04/2006 04/2036

004/2008 Linha de transmissão 230 kV Presidente Médice - Santa Cruz. 237,40 - 03/2008 03/2038

005/2009 Subestação Missões em 230/69 kV. - 150,00 01/2009 01/2039

011/2010Subestações: Caxias 6 230/69 kV, Ijuí 2 230/69 kV, Lajeado Grande 230/69 kV e Nova Petrópolis 2 230/69 kV.

- 729,00 10/2010 10/2040

012/2010Linha de transmissão 230 kV Monte Claro - Garibaldi (RS) e módulos na SE Garibaldi (CEEE) e SE Monte Claro (CERAN).

32,70 - 10/2010 10/2040

002/2011 Subestação Foz do Chapecó 230/138 kV. 155,20 150,00 06/2011 06/2041

008/2014 SE Ivinhema 2 230/138 kV (ampliação). 7,00 - 01/2014 01/2044

023/2014 1 conversora de frequência e linhas de transmissão de 132 kV. 12,50 109,70 12/2014 07/2021

001/20153 7 subestações de transmissão em 525 e 230 kV e linhas de transmissão em 525 kV e 230 kV.

1.802,00 4.781,00 12/2014 11/2044

ECE 554/20104Interconexão Brasil-Uruguai: LT 525 kV Candiota/Melo e LT 230 kV Presidente Médici - Candiota. 62,80 - 02/2010 02/2040

(1) Contrato de concessão renovado por 30 anos nas condições da Lei nº 12.783/13. Dos totais da concessão, foram renovados 9.426,38 km e 21.413,10 MVA. (2) SE Biguaçu já computada no total de subestações do contrato 057/2001. (3) A Companhia publicou chamada pública de investidores para compor parceria para a implantação dos empreendimentos previstos no Leilão 004/2014 – lote A (contrato de concessão nº 001/2015). O processo encontra-se em avaliação pela Administração. (4) Cessão parcial, pela Eletrobras à Eletrosul, dos direitos e obrigações oriundos do contrato nº ECE-554/2010, firmado com a UTE - Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas, relativos à construção e operação das linhas de transmissão acima descritas.

2.4 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Empresa Partic. Linha de transmissão Extensão (KM) ConcessãoVencimento da

concessão

(não auditado)

Etau 27,42% LT 230 kV Campos Novos (SC) – Santa Marta (RS) 188,0 12/2002 12/2032Costa Oeste 49,00% LT 230 kV Cascavel Oeste - Umuarama (PR) 151,5 01/2012 01/2042

Fronteira Oeste*

51,00%LT 230 kV Santo Ângelo-Maçambará; LT Pinhalzinho-Foz do Chapecó, circuito simples, C1; LT Pinhalzinho-Foz do Chapecó, circuito simples, C2

273,0 01/2014 01/2044

Marumbi 20,00% LT 525 kV Curitiba - Curitiba Leste (PR). 29,0 05/2012 05/2042

TSBE 80,00%LT 230 kV Nova Santa Rita - Camaquã 3; LT 230 kV Camaquã 3- Quinta; LT 525 kV Salto Santiago - Itá; LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita.

783,0 05/2012 05/2042

TSLE 51,00%LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo; LT 525 kV Povo Novo - Marmeleiro; LT 525 kV Marmeleiro - Santa Vitória do Palmar, Seccionamento da LT 230 Kv Camaquã 3

468,0 08/2012 08/2042

Paraíso* 100,00%LT 230 kV Campo Grande 2-Paraíso 2 C2; LT 230 kV Paraíso 2-Chapadão C2

283,0 02/2015 02/2045

Uirapuru 75,00% LT 525 kV Ivaiporã (PR) – Londrina (PR) 120,0 03/2005 03/2035 * Em fase pré-operacional.

60


Empresa Partic. Subestação Capac. transf. ConcessãoVencimento da

concessão

(não auditado)

SE Lagoa Vermelha 2 230/138 kv 300 MVA 12/2002 12/2032SE Barra Grande 230/138 kv - 12/2002 12/2032

Costa Oeste 49,00% SE Umuarama 230/138 kv 300 MVA 01/2012 01/2042SE Pinhalzinho 230/138 kV 450 MVA 01/2014 01/2044SE Santa Maria 3 230/138 kV 166 MVA 01/2014 01/2044

Marumbi 20,00% SE Curitiba leste 525/230 kV 672 MVA 05/2012 05/2042Paraíso* 100,00% SE 230/138 kV Paraíso 2 300 MVA 02/2015 02/2045TSBE 80,00% SE Camaquã 3 230/69 kV 166 MVA 05/2012 05/2042

SE Povo Novo 525/230 kv 672 MVA 08/2012 08/2042SE Marmeleiro 2 525 kv (200 Mvar) - 08/2012 08/2042SE Santa Vitória do Palmar 2 525/138 kv 75 MVA 08/2012 08/2042SE Povo Novo 525/230 kv (ampliação) 672 MVA 08/2012 08/2042

TSLE 51,00%

Etau 27,42%

Fronteira Oeste*

51,00%

* Em fase pré-operacional.

NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS

3.1 AUTORIZAÇÃO PARA CONCLUSÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS

Em 27 de abril de 2017, a Diretoria Executiva autorizou a conclusão das demonstrações contábeis regulatórias.

3.2 DECLARAÇÃO DE CONFORMIDADE

As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios foram elaboradas com base no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL por meio da Resolução Normativa nº 605, de 11 de março de 2014 e esclarecimentos prestados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF da Aneel que confirmam a não obrigatoriedade de preparação das práticas de consolidação de controladas, e permitem o cálculo da equivalência patrimonial de investimentos com base nas suas demonstrações contábeis societárias.

Para fins societários, há diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e a base de preparação das informações previstas nas demonstrações para fins regulatórios, uma vez que as Instruções Contábeis para fins Regulatórios especificam um tratamento ou divulgação alternativos em certos aspectos. Quando as Instruções Contábeis Regulatórias não tratam de uma questão contábil de forma específica, faz-se necessário seguir as práticas contábeis adotadas no Brasil. As informações financeiras distintas das informações preparadas totalmente em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil, podem não representar, necessariamente, uma visão verdadeira e adequada do desempenho financeiro ou posição financeira e patrimonial de uma empresa e apresentar diferença de valores pela aplicação diferenciada de algumas normas contábeis societária e regulatória. Estas diferenças estão explicadas na nota explicativa nº 40, para melhor entendimento do leitor, conforme apresentado nas demonstrações contábeis preparadas de acordo com estas práticas.

3.3 MOEDA FUNCIONAL E MOEDA DE APRESENTAÇÃO

A moeda funcional da Companhia é o real. As informações financeiras estão apresentadas em milhares de reais (R$ mil), exceto quando indicado de outra forma.

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3.4 RESULTADO POR SEGMENTO

Conforme orienta o CPC 22, a companhia apresenta o resultado dos seus negócios por segmento. A Administração da Companhia definiu os segmentos de negócios adotados para a gestão conforme a seguir:

(i) Geração: o Segmento de negócio “Geração” representa os negócios relativos à geração e à comercialização de energia oriunda das usinas hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas, megawatt solar e eólicas.

(ii) Transmissão: o Segmento de negócio “Transmissão” representa os negócios de transmissão oriundos dos contratos de concessão e de autorizações da ANEEL.

(iii) Comercialização: o Segmento de negócio “Comercialização” representa os negócios

relativos à comercialização de energia oriunda das usinas hidrelétricas e eólicas das quais a Companhia participa como SPEs.

NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

As políticas e práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela Companhia em todos os períodos apresentados nestas demonstrações contábeis regulatórias.

4.1 INSTRUMENTOS FINANCEIROS

4.1.1 Caixa e equivalentes de caixa

Incluem numerários em caixa, saldos em contas bancárias, aplicações financeiras e outros investimentos de curto prazo de alta liquidez e com vencimentos originais de três meses ou menos, que são prontamente conversíveis em montante conhecido de caixa e que estão sujeitos a insignificantes riscos de mudança de valor (vide nota nº 6).

4.1.2 Títulos e valores mobiliários

Com base no que estabelece a Resolução nº 2.917, de 19 de dezembro de 2001, e alterações definidas pela Resolução nº 4.034, de 30 de novembro de 2011, ambas do Banco Central do Brasil – BACEN, a Eletrosul está autorizada a aplicar suas disponibilidades financeiras no Banco do Brasil S.A e na Caixa Econômica Federal, em Fundos de Renda Fixa - Extramercado, referenciados ao Índice de Renda Fixa do Mercado - IRF-M1 (vide nota nº 6).

As aplicações financeiras em fundos de renda fixa (fundos exclusivos do Grupo Eletrobras) possuem liquidez de curtíssimo prazo. As aplicações financeiras são reconhecidas e mensuradas pelo valor justo e os resultados financeiros auferidos nessas operações são alocados diretamente ao resultado.

4.1.3 Cauções e depósitos vinculados

Representam aplicações financeiras mantidas para pagamentos futuros específicos. Os saldos são mantidos até o total cumprimento de determinadas obrigações contratuais por parte dos fornecedores. Após seu reconhecimento inicial, esses investimentos são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa efetiva de juros (vide nota nº 7).

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4.1.4 Consumidores e concessionárias e permissionárias

Corresponde aos valores a receber de consumidores e concessionárias e permissionárias pela venda de energia, prestação de serviços e uso do sistema de transmissão. Estão reconhecidos com base no regime de competência, atualizados quando aplicável e contratualmente exigido. A Companhia reconhece as perdas em créditos de liquidação duvidosa sempre que houver evidências que o valor não é recuperável. As contas a receber de consumidores e concessionárias e permissionárias são apresentadas e ajustadas pela provisão para créditos de liquidação duvidosa “PCLD” (vide nota nº 8 – consumidores e concessionárias e permissionárias e nota nº 41 – risco de instrumentos financeiros).

4.1.5 Ativo e passivo fiscal diferido

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são calculados sobre as diferenças temporárias entre as bases de cálculo do imposto sobre ativos e passivos e os valores contábeis das demonstrações contábeis regulatórias. As alíquotas desses impostos, definidas atualmente para determinação desses créditos diferidos, são de 25% para o imposto de renda e de 9% para a contribuição social sobre o lucro líquido.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente quando há previsão da existência de bases tributáveis, para as quais as diferenças temporárias e os prejuízos possam ser compensados (vide nota nº 15).

4.1.6 Investimentos societários

Nas demonstrações contábeis regulatórias, os investimentos da Companhia em sociedades controladas e/ou controladas em conjunto são registrados e avaliados nas demonstrações contábeis regulatórias individuais pelo método de equivalência patrimonial (MEP), reconhecido no resultado do exercício como receita (ou despesa) operacional (vide nota nº 16).

Para efeitos do cálculo da equivalência patrimonial, ganhos ou transações a realizar entre a Companhia e suas investidas e equiparadas são eliminados na medida da participação da Companhia. Quando necessário, as práticas contábeis das controladas e/ou controladas em conjunto são ajustadas para garantir consistência com as práticas adotadas pela Companhia.

Para fins de reconhecimento da equivalência patrimonial, a Companhia adota as demonstrações financeiras emitidas pelas investidas com 30 (trinta) dias de defasagem, exceto quando ocorridos eventos relevantes, os quais são tempestivamente reconhecidos.

Os dividendos recebidos provenientes desses investimentos societários são registrados como redução do valor dos respectivos investimentos.

4.1.7 Imobilizado

O imobilizado é registrado pelo custo amortizado, ou seja, pelo custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação e, quando aplicável, reduzido ao valor de recuperação (vide nota nº 17).

Os encargos financeiros de financiamentos obtidos, quando diretamente atribuíveis à aquisição ou à construção de ativos, são capitalizados como parte do custo desses ativos.

Os ativos imobilizados são depreciados pela vida útil, conforme taxa de depreciação definida pelo órgão regulador. Caso o Contrato de Concessão não previr indenização para os bens que, ao final da

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Concessão, não estiverem totalmente depreciados, estes são depreciados pelo prazo da concessão ou pelo prazo de vida útil, dos dois o maior.

As Obrigações Especiais representam os bens recebidos através de contratos de transferência não onerosa, firmados entre a Eletrosul e outros agentes, decorrentes, basicamente, de seccionamentos de linhas de transmissão da empresa, bem como bens recebidos do ONS.

4.1.8 Intangível

(i) Programas de computador (softwares) - Os gastos inerentes à obtenção de ativos incorpóreos são reconhecidos como ativo intangível, em especial as licenças de programas de computador que são capitalizadas e amortizadas pelo tempo da licença. Os gastos associados à manutenção dos programas de computador são reconhecidos, quando incorridos, como despesa do exercício.

(ii) Ágio - O ágio resultante da aquisição de participação acionária em controladas é representado pela diferença entre o valor pago e/ou a pagar pela aquisição do negócio e o valor justo dos ativos e passivos da controlada adquirida.

O ágio é fundamentado em expectativas de resultado futuro e, por possuir tempo de vida definido, devido ao fato de estar relacionado com o prazo determinado nos contratos de concessão, é amortizado no prazo, na extensão e na proporção dos resultados projetados. A parcela de ágio (mais valia) alocada a ativos e passivos identificáveis é amortizada na proporção em que esses ativos e passivos são realizados.

(iii) Uso de bem público (UBP) - São os valores contratados relativos ao direito de uso de bem público para a exploração do potencial de energia hidráulica, decorrentes de contratos de concessão onerosa com a União, demonstrados ao custo amortizado e atualizados pelas taxas de juros ou índices contratuais incorridos até a data do balanço, ajustados a valor presente, com base em uma taxa de desconto aprovada para as empresas do Grupo Eletrobras (vide nota nº 27).

(iv) Servidões - São valores pagos à propriedades particulares, a fim de assegurar o direito de uso para realização e/ou manutenção de obras e serviços públicos ou de utilidade pública, mediante indenização dos prejuízos efetivamente suportados pelos proprietários.

4.1.9 Redução ao valor recuperável de ativos (ativos financeiros e não financeiros)

Os ativos imobilizados e outros ativos não circulantes, inclusive o ágio e os ativos intangíveis, são revistos anualmente para verificar evidências de perdas não recuperáveis, ou, ainda, sempre que eventos ou alterações nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser recuperável. Quanto esse for o caso, o valor recuperável é calculado para verificar se há perda. Quando houver perda, ela é reconhecida pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapasse seu valor recuperável, que é o maior entre o preço líquido de venda e o valor em uso de um ativo. (vide nota nº 19).

Para fins de avaliação, os ativos são agrupados em grupos de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidade geradora de caixa).

4.1.10 Fornecedores

A conta fornecedores registra valores a pagar com base em notas fiscais de aquisição, faturas recebidas e medições de obra, ou por estimativa, na ausência de documentação pertinente (vide nota nº 20).

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4.1.11 Financiamentos e empréstimos

Os financiamentos e empréstimos e as notas promissórias são reconhecidos pelo valor justo no recebimento dos recursos, líquido dos custos da transação, e passam a ser mensurados pelo custo amortizado, sendo acrescidos de encargos, juros e variações monetárias nos termos contratuais, incorridos até a data do balanço. Os financiamentos e empréstimos com vencimento até um ano são classificados como passivo circulante. Os financiamentos e empréstimos com vencimento superior a 12 meses da data do balanço são classificados no passivo não circulante (vide nota nº 21 e nota nº 41.3 – risco de instrumentos financeiros).

O custo dos empréstimos atribuídos à aquisição ou construção do ativo imobilizado é capitalizado como parte do custo destes ativos até o início da operação comercial.

O custo dos empréstimos atribuídos aos bens que comporão o imobilizado (contratos de concessão) é reconhecido diretamente no resultado.

4.1.12 Distribuição de dividendos

A política de reconhecimento contábil de dividendos está em consonância com as normas previstas nos CPC 25 e ICPC 08(R1), as quais determinam que os dividendos propostos a serem pagos e que estejam fundamentados em obrigações estatutárias, devem ser registrados no passivo circulante.

O artigo 41, § 1º, do estatuto social da Companhia estabelece que, no mínimo, 25% do lucro líquido anual seja distribuído a título de dividendos. Desse modo, no encerramento do exercício social e após as compensações de prejuízos acumulados e as devidas destinações legais, a Companhia registra provisão equivalente ao dividendo mínimo obrigatório, no passivo circulante, e os dividendos propostos excedentes ao mínimo obrigatório, como dividendo adicional proposto, no patrimônio líquido, de acordo com o resultado societário.

Os dividendos não reclamados no prazo de três anos são revertidos para a Companhia, conforme previsão legal.

4.1.13 Receitas, custos e despesas.

As receitas, os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência. Em outras situações, as receitas e despesas são estimadas e provisionadas conforme a melhor estimativa tendo como base critérios uniformes e regulares.

As receitas de geração e de energia elétrica de curto prazo são reconhecidas com base nos contratos de CCEAR, CCVEE, bilaterais e/ou montantes comercializados na CCEE. A receita de transmissão é reconhecida com base nas resoluções homologatórias da ANEEL (vide nota nº 37).

O resultado financeiro líquido é composto, basicamente, por juros e variações monetárias decorrentes de aplicações financeiras, empréstimos e financiamentos, parcelamento de tributos e créditos de energia renegociados. Custos de empréstimos que não são diretamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo qualificável são reconhecidos no resultado através do método de juros efetivos (vide nota nº 38).

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NOTA 5 – ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS

As estimativas e os julgamentos contábeis são continuamente avaliados e baseiam-se na experiência histórica e em outros fatores, incluindo expectativas de eventos futuros, consideradas razoáveis para as circunstâncias. Essas estimativas incluem:

5.1 REDUÇÃO AO VALOR RECUPERÁVEL (IMPAIRMENT) DE ATIVOS FINANCEIROS E NÃO FINANCEIROS

A Companhia verifica se há evidência objetiva de que o ativo imobilizado ou o grupo de ativos financeiros está deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos está deteriorado e os prejuízos de impairment são incorridos somente se há evidência objetiva de impairment como resultado de um ou mais eventos ocorridos após o reconhecimento inicial dos ativos (um "evento de perda") e se aquele evento (ou eventos) de perda tem impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo ou grupo de ativos financeiros.

Quando houver perda, ela é reconhecida pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapassa seu valor recuperável, que é o maior entre o preço líquido de venda e o valor em uso de um ativo.

Para fins de avaliação, os ativos são agrupados em grupos de ativos para os quais existem fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidade geradora de caixa) (vide nota nº 19).

5.2 ATIVOS DA REBE BÁSICA DO SERVIÇO EXISTENTE (RBSE)

Até as demonstrações contábeis de 30 de junho de 2016, a Companhia manteve o registro dos bens existentes até 31 de maio de 2000 (ativos conhecidos como RBSE) contabilizados pelo valor residual contábil. A partir da publicação do Despacho nº 3.371 de 22 de dezembro de 2016, o valor do laudo foi reconhecido e atualizado pelo IPCA até 14 de julho de 2015, data da homologação, tendo como contrapartida a Reserva de Reavaliação.

5.3 CONTRATOS ONEROSOS

Representam os compromissos compulsórios contratados pela Companhia referentes a compra de energia elétrica, cujos custos excedem os benefícios econômicos que se esperam. O montante relativo ao período de longo prazo está reconhecido a valor presente, com base em taxa de desconto pós-impostos (wacc pós-tax) aprovada pela Administração.

A estimativa crítica na determinação do montante de provisão para a venda futura do contrato é o PLD médio histórico aprovado pelo Grupo Eletrobras como premissa para o cálculo da provisão do contrato oneroso, exclusivamente para fins contábeis.

5.4 PROVISÕES, ATIVOS E PASSIVOS CONTINGENTES

As provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente, legal ou não formalizada. São reconhecidas quando um evento passado gerou uma obrigação futura, com probabilidade de saída de recursos, e seu valor pode ser estimado com segurança. Dessa forma, o valor constituído como provisão é a melhor estimativa de liquidação de uma provável obrigação na data das demonstrações contábeis regulatórias, levando em consideração os riscos e as incertezas relacionadas.

Os ativos contingentes não são reconhecidos contabilmente, exceto quando a Companhia avaliar que o ganho é líquido e certo, não sendo mais cabíveis decisões judiciais desfavoráveis sobre esses ativos.

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Os passivos contingentes são reconhecidos contabilmente quando o desembolso de caixa é tido como provável. Quando o passivo for classificado como possível, são apenas divulgados nas demonstrações contábeis regulatórias (vide nota nº 25).

5.5 BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO

5.5.1 Plano de complementação de aposentadoria e pensão

A Companhia patrocina planos de aposentadoria e pensão, administrado pela Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social (ELOS), que provê a seus empregados pensões e outros benefícios pós-emprego (vide nota nº 32).

O passivo reconhecido no balanço patrimonial relacionado aos planos de pensão de benefício definido é o valor presente da obrigação de benefício definida na data do balanço menos o valor de mercado dos ativos do plano, ajustado:

(i) Por ganhos e perdas atuariais; (ii) Pelas regras de limitação do valor do ativo apurado; e, (iii) Pelos requisitos de fundamentos mínimos.

A obrigação do benefício é calculada anualmente por atuários independentes usando o método de crédito unitário projetado. O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado mediante o desconto das saídas futuras de caixa, usando-se as taxas de juros condizentes com o rendimento de mercado, as quais são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos de vencimento próximos daqueles da respectiva obrigação do plano de pensão.

As dívidas contratadas referem-se aos requisitos de fundamentos mínimos e são consideradas na determinação de um passivo adicional referente a contribuições futuras que não serão recuperáveis.

Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são debitados ou creditados diretamente ao patrimônio líquido em outros resultados abrangentes no período em que ocorrerem. Para o plano de contribuição definida, a Companhia paga contribuições à Fundação Elos em bases compulsórias, contratuais ou voluntárias.

As principais premissas utilizadas para identificar a exposição futura do plano foram:

(i) Taxa de juros de desconto atuarial; (ii) Taxa média de inflação anual; (iii) Taxa de crescimento dos salários; (iv) Probabilidade de aposentadoria; (v) Variáveis demográficas (mortalidade e invalidez).

5.5.2 Plano de benefícios de assistência médica aos aposentados

A Companhia mantém programa de assistência médica aos empregados aposentados por invalidez e seus dependentes, durante os primeiros 5 (cinco) anos, sem que o vínculo empregatício com a Companhia tenha cessado (vide nota nº 32).

Para os empregados que aderiram ao Plano de Incentivo ao Desligamento (PID), a Companhia criou um programa de assistência à saúde nos mesmos moldes do plano mantido aos empregados, incluindo seus dependentes, por um prazo de 5 (cinco) anos para os que optaram pelo desligamento em 2013.

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As principais premissas utilizadas para identificar a exposição futura foram:

(i) Taxa de juros de desconto atuarial; (ii) Taxa média de inflação anual; (iii) Taxa de crescimento dos custos médicos; (iv) Variáveis demográficas (mortalidade e invalidez).

5.6 RISCOS RELACIONADOS À CONFORMIDADE COM LEIS E REGULAMENTOS

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 processo 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.

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 Eletrobras 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

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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 Advocacia Geral da União 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 Eletrobras. Nesta etapa foram descobertos superfaturamentos relacionados à 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 Eletrobras.

No entanto, não há informações suficientes que permitam à Eletrobras determinar os períodos específicos em que ocorreram pagamentos em excesso. Assim, a Eletrobras entende que, após ter envidado todos os esforços razoáveis, é impraticável determinar os efeitos por período específico anteriores, relativos aos pagamentos ilegais em suas demonstrações financeiras consolidadas, tendo registrado o ajuste para os pagamentos indevidos e, portanto, incorretamente capitalizados, em setembro 2016.

A Eletrobras não identificou quaisquer contratos após 31 de dezembro de 2015 que possam ter sido afetados pelo esquema de sobrepreço. Sendo assim, em 30 de setembro de 2016, a Eletrobras registrou como baixa de custos capitalizados no ativo imobilizado o total de R$ 211.123 mil representando valores estimados que as subsidiárias da Eletrobras pagaram indevidamente em períodos anteriores, e, adicionalmente foi baixado do ativo imobilizado um valor de R$ 143.957 mil para os quais haviam perdas por impairment registradas anteriormente, ocasionando a reversão parcial de provisão de impairment registrada. Da mesma maneira, a Eletrobras reconheceu uma perda de R$ 91.464 mil no resultado de investimento na Norte Energia S.A., SPE não controlada pela Eletrobras e avaliada pelo método de equivalência patrimonial.

Impactos nas demonstrações financeiras da Eletrosul

No âmbito dos achados da investigação não houve impactos nas Demonstrações Contábeis Regulatórias da Eletrosul, entretanto, para as Demonstrações Consolidadas da Eletrobras, na qual a Eletrosul é parte integrante, houve ajustes conforme acima destacado.

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, os 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 que possam gerar impactos significativos nas demonstrações financeiras da Eletrobras.

Entretanto, as investigações da "Operação Lava Jato" ainda não foram concluídas e 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.

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

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mesma reunião, o Conselho de Administração autorizou a assinatura dos instrumentos jurídicos com as autoridades americanas (“Tooling 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 dar continuidade à interlocução junto aos reguladores americanos e brasileiros e ao desenvolvimento dos procedimentos adicionais de investigação, a Eletrobras está realizando um processo licitatório, visando a contratação de escritório de advocacia americana.

Contudo, devido aos procedimentos licitatórios a que a Eletrobras se sujeita como integrante da Administração Pública Indireta, a contratação do escritório de advocacia americana que irá conduzir a nova etapa do processo de investigação ainda não foi concluída.

De forma a garantir a continuidade dos procedimentos de investigação enquanto não se conclui esta contratação, foi constituído um Grupo de Trabalho Transitório de Investigação, formado por integrantes da Diretoria de Conformidade, cuja função precípua é dar andamento a ações decorrentes das atividades exercidas no curso da ação investigativa realizada, sob a supervisão da CIGI.

NOTA 6 – CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS

Caixa e equivalentes de caixa 2016 2015

Caixa e depósitos bancários à vista 24.169 29.222 Total 24.169 29.222

Títulos e valores mobiliários 2016 2015

Banco do Brasil - Fundo FAE 9.460 19.964

Banco do Brasil - Fundo FAE 2 45.157 15.344

CEF - FI Caixa Extramer VI 190 3.958 54.807 39.266

No ano de 2016, a rentabilidade bruta média da Eletrosul nas aplicações financeiras atingiu 14,58% ou 99,06% da IRF-M. A exposição da Companhia aos riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota nº 41. As receitas financeiras dessas aplicações estão registradas no resultado financeiro (vide nota nº 38).

Os recursos aplicados em títulos e valores mobiliários são mantidos com a finalidade de satisfazer compromissos de curto prazo da companhia.

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NOTA 7 – CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS

A seguir, as cauções e depósitos vinculados são apresentados por natureza:

2016 2015

CirculanteCaução Bradesco 1 - Fundo vinculado Banco do Brasil 1.907 48.137

Subtotal 1.908 48.137

Não circulante

Fundo vinculado Banco do Brasil (a) 40.613 107.379 Fundo vinculado BICBANCO 336 297

Subtotal 40.949 107.676

Total 42.857 155.813

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(a) Os valores das rubricas "Fundo vinculado" referem-se à constituição da conta reserva de garantia dos contratos de financiamento, conforme cláusulas contratuais.

O detalhamento das cauções e fundos vinculados é apresentado a seguir:

Instituição financeira Tipo de aplicação Indexador 2016 2015

Banco do Brasil Fundo FAE IRF-M1 42.520 155.516 Bradesco CDB CDI 1 -

BICBANCO CDB CDI 336 297 42.857 155.813

A exposição da Companhia aos riscos de taxas de juros e análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota nº 41. As receitas financeiras relativas às cauções e aos depósitos vinculados estão registradas no resultado financeiro (vide nota nº 38).

NOTA 8 – CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS

Composição das contas a receber:

Até 60 diasMais de 60

diasAté 90 dias

de 91 a 180 dias

de 181 a 360 dias

Mais de 360 dias

Suprimento de energia - moeda nacional 71.387 - - - - - - - - 71.387 56.456

Uso da rede elétrica 91.482 - 561 88 266 6.893 (7.623) - - 91.667 84.413

Energia elétrica de curto prazo 7.683 - - - - - - 6.506 (6.506) 7.683 12.096 Total 170.552 - 561 88 266 6.893 (7.623) 6.506 (6.506) 170.737 152.965

Total em 2016

Total em 2015

Descrição Corrente a vencer Corrente Vencida Provisão p/

devedores duvidosos

Valores Correntes Valores Renegociados

Provisão p/ devedores duvidosos

Vencidas a mais de 360

dias

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NOTA 9 – AQUISIÇÃO E ALIENAÇÃO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS E VENDA DE ATIVOS

9.1 AQUISIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA

Livramento Holding S/A

Em 21 de dezembro de 2015, a Fundação Elos, na condição de acionista da Livramento Holding S/A, formalizou a intenção em exercer o direito de venda de sua participação à Eletrosul, conforme previsto na cláusula 9.1.7 do Acordo Global de Acionistas. A participação acionária corresponde a 6,47% do capital social. O total das ações detidas e integralizadas pela ELOS, foram corrigidas e atualizadas pela Meta Atuarial do plano BD-ELOS/ELETROSUL, desde a data da integralização até a data do pagamento, conforme previsto no Acordo Global de Acionistas. A Eletrosul reconheceu a dívida no Balanço no montante de R$ 23.356 mil, passando a deter 59% de participação acionária na SPE Livramento Holding S/A.

A transferência efetiva das ações nos livros societários aguarda as autorizações legais para ser efetivada, assim como a forma por meio da qual a dívida será quitada. Em atendimento as normas de contabilidade, os efeitos contábeis foram reconhecidos no exercício de 2015. O aumento societário não impactou na avaliação da Companhia sobre o investimento (controle compartilhado).

Em 09 de março de 2017 a Eletrosul notificou extrajudicialmente a Fundação ELOS, requerendo novas bases comutativas, justas e remuneratórias devido à fatos supervenientes e imprevistos ocorridos no empreendimento objeto da opção de venda de participação exercida pela ELOS. A Companhia aguarda manifestação da Fundação ELOS para decidir sobre a conclusão do processo de transferência das respectivas ações detidas pela ELOS na SPE Livramento.

9.2 ALIENAÇÃO DE PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA E VENDA DE ATIVOS

a) Norte Brasil Transmissora de Energia S/A (NBTE)

Em 27 de novembro de 2014, a Eletrosul celebrou com a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A contrato de compra e venda de ações relativa à participação acionária da Eletrosul no capital da Norte Brasil Transmissora de Energia S/A. Em julho de 2015, após o atendimento de todas as condições, a Eletrosul concluiu, conforme previsto no contrato de compra e venda de ações, a alienação da totalidade da participação na Norte Brasil Transmissora de Energia S/A (NBTE), correspondente a 310.425.535 ações ordinárias subscritas e integralizadas, 48.152.436 ações ordinárias subscritas e não integralizadas pela Eletrosul, bem como a 47.786.673 ações correspondentes a aumento do capital social, de responsabilidade da Eletrosul em razão de sua participação na sociedade, subscritas e integralizadas pela Eletronorte, representativas de 24,5% do capital social da NBTE.

O valor da alienação contratada e ajustada foi de R$ 150.118 mil, a qual gerou uma perda de R$ 158.065 mil, reconhecida em “outras despesas líquidas”, conforme demonstrado no quadro abaixo:

Valor da operação em 07/2014 150.118

Atualização financeira até a concretização do negócio 14.124 Ativos alienados

- Saldo líquido do investimento - aportes (310.426) - Saldo líquido do investimento - equivalência patrimonial acumulada (11.881)

Perda na alienação da investida (158.065)

73


b) Construtora Integração Ltda.

Em 27 de novembro de 2014, a Eletrosul celebrou com a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A contrato de cessão onerosa de quotas de capital do total da participação da Eletrosul na Construtora Integração Ltda., correspondente a 245 quotas subscritas e integralizadas pela Eletrosul, equivalentes a 24,5% do capital social. Em julho de 2015, após o atendimento de todas as condições, a Eletrosul concluiu a operação de alienação da totalidade da participação na Construtora Integração Ltda. O valor da alienação contratada e ajustada foi de R$ 11.587 mil, a qual gerou uma perda de R$ 11.329 mil, reconhecida em “outras despesas” líquidas, conforme demonstrado no quadro abaixo:


Atualização financeira até a concretização do negócio 1.109 Ativos alienados

- Saldo líquido do investimento - equivalência patrimonial acumulada (24.025)

Perda na alienação da investida (11.329)

c) Contrato de Concessão de Transmissão nº 010/2009

Em 27 de novembro de 2014, a Eletrosul celebrou com a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A contrato de compra e venda de ativos vinculados ao contrato de concessão ANEEL nº 010/2009, cujo objeto consiste nas instalações de transmissão do Lote "A" do leilão ANEEL nº 007/2008, SE Coletora Porto Velho 500/230 kV, 2 (duas) Estações Conversoras CA/CC/CA (Back-to-Back) 400 MW, e LT Coletora Porto Velho / Porto Velho, C1 e C2 em 230 kV, ambas localizadas no Estado de Rondônia, bem como a transferência das obrigações contratuais existentes junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) decorrentes do Contrato de Financiamento nº 10.2.2072.1. Em junho de 2015, após o cumprimento de todas as condicionantes, a Eletrosul concluiu a alienação dos ativos. O valor da venda contratado e ajustado foi de R$ 317.843 mil, a qual gerou ganho de capital de R$ 156.322 mil, reconhecido em “outras receitas líquidas”, conforme demonstrado no quadro abaixo:


Atualização financeira até a concretização do negócio 31.200 Ativos e passivos alienados

- Saldo líquido do ativo imobilizado vinculado com a concessão (449.533) - Saldo líquido do ágio pago para o aumento na participação da concessão (1.274) - Saldo de financiamento vinculado com a concessão 258.086

Ganho na alienação da concessão 156.322

d) Mutação dos recebimentos da alienação

A mutação dos recebimentos da alienação da participação societária nas empresas investidas Norte Brasil Transmissora de Energia S/A e Construtora Integração Ltda., bem como dos ativos da concessão nº 010/2009, está apresentada abaixo:

74


Construtora Integração

Norte BrasilConcessão

10/2009Total

Saldo a receber em 31.12.2015 8.237 107.437 216.530 332.204

Atualização financeira 859 9.434 9.302 19.595

Desconto por antecipação - (1.252) (24.685) (25.937) Recebimento do principal (3.476) (44.285) (182.250) (230.011)

Recebimento da atualização financeira (922) (9.421) (18.897) (29.240)

Saldo a receber em 31.12.2016 4.698 61.913 - 66.611

Circulante 4.698 61.913 - 66.611 Não circulante - - -

NOTA 10 – CRÉDITOS INDENIZATÓRIOS – LEI Nº 12.783/13

A mutação da conta créditos indenizatórios é apresentada como segue:

Movimentação no exercício: 2016 2015

Saldo inicial do exercício - 420.730

Recebimentos - (463.764)

Atualização monetária - 15.487

Juros - 11.308

Estorno juros/atualizações - (60.501) Transferência para o passivo - 76.740 Saldo final do exercício - -

NOTA 11 – CRÉDITOS DE ENERGIA RENEGOCIADOS – LEI Nº 8.727/93

Movimentação no exercício: 2016 2015

Saldo inicial do exercício 652.592 543.813

Recebimentos (25.334) (23.062)

Atualização monetária 48.165 59.733

Juros 86.883 72.108

Saldo final do exercício 762.306 652.592

Circulante 25.814 24.277

Não circulante 736.492 628.315

Os créditos renegociados referem-se a créditos junto à União, atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 12,68% a.a., decorrentes da assunção dos haveres que a Companhia possuía nas concessionárias estaduais de energia elétrica. Sob a égide da Lei nº 8.727/93 a União assumiu, refinanciou e reescalonou a dívida em 240 parcelas, vencíveis a partir de abril de 1994. Vencido o prazo de 20 anos e remanescendo saldo a pagar, uma vez que a União repassa somente os recursos recebidos dos estados que, por sua vez, está limitado por lei em níveis de comprometimento de receitas, o parcelamento será estendido por mais 120 meses. Os tributos incidentes sobre a receita decorrente da atualização desses créditos estão sendo diferidos (vide nota nº 15)

75


A partir de abril de 2014 ocorreu redução significativa nos montantes recebidos do Tesouro, em função da renegociação das dívidas dos estados com a União. Em razão disso, a Administração da Companhia está mantendo tratativas visando o equacionamento dos créditos. A melhor estimativa para a Administração é que não haverá perdas.

NOTA 12 – DIVIDENDOS A RECEBER

Os valores apresentados abaixo se referem às estimativas dos dividendos mínimos obrigatórios a serem destinados pelas investidas e estão baseados no lucro líquido constante nos Demonstrativos de Resultados das investidas em 31 de dezembro de 2016.

2016 2015Sociedades de Propósito Específico (SPE)

Costa Oeste 49,00% 1.682 1.713

Etau 27,42% 5.616 257

Marumbi 20,00% 961 775

Uirapuru 75,00% 2.507 2.288

10.766 5.033

% de participação

NOTA 13 – TRIBUTOS A RECUPERAR

A composição dos tributos recuperáveis é apresentada como segue:

2016 2015

ICMS 6.518 6.306

PIS 81 1.104

Cofins 375 5.088

Contribuição Social 2.096 9.525

Imposto de Renda 11.784 30.677

Outros créditos 851 1.463 21.705 54.163

Circulante 17.538 49.594 Não circulante 4.167 4.569

Os saldos de ICMS, PIS e COFINS referem-se a créditos tomados na compra de ativo imobilizado e na formação do ativo financeiro da transmissão.

A Contribuição Social e o Imposto de Renda, em 31 de dezembro de 2016, referem-se ao saldo pago a maior, apurado por estimativa, superior ao montante devido apurado no ano de 2016. Tais valores serão compensados com os pagamentos a serem realizados durante o exercício de 2017.

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NOTA 14 – OUTROS ATIVOS

A composição dos demais ativos é apresentada a seguir:

2016 2015Dezembro Dezembro

Partes relacionadasCentrais Elétricas do Norte do Brasi l S.A. 2.410 6.217

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 1.891 15.556

Depósitos vinculados a litígios 80.858 69.504

Dispêndios a reembolsar 33.005 21.734

Repactuação do risco hidrológico 24.587 26.594

Créditos por serviços prestados a terceiros 26.580 19.316

Concessão 001/2015 101.403 -

Créditos diversos 18.393 55.365

Desativação em curso 5.193 4.077 294.320 218.363



77


NOTA 15 – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS

Os valores do Imposto de Renda Pessoa Jurídica – IRPJ e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL são provenientes de diferenças temporárias e do reconhecimento do saldo de impostos diferidos sobre prejuízos fiscais e base negativa.

Os valores estão demonstrados como segue:

2016 2015Ativo não circulantePrejuízo fiscal e base negativa de CSLL

Imposto de Renda 78.464 49.425 Contribuição Social 27.711 17.525

106.175 66.950 Diferenças Temporária

Provisões cíveis e fiscais 15.609 15.886 Provisões trabalhistas 32.690 21.626 Benefício pós-emprego - atuarial 57.788 33.421 Provisão para crédito de liquidação duvidosa 7.443 7.306 Amortização ágio s/ investimento 10.840 10.004 Valor recuperável de ativos (Impairment) 141.292 149.197 Provisão para perdas em investimentos 55.315 41.876 Contribuição benefício geração atual - 360 P lano de incentivo ao desligamento 1.940 2.183 Tributos sobre a receita financeira 7.649 2.522 Tributos sobre a provisão Eletrobras RBNI 5.952 - Outras diferenças temporárias 22.560 17.087

359.078 301.468 465.253 368.418

Passivo não circulanteReceita de atual. créditos energia renegociados (i) 259.183 221.872 Amortização ágio s/ investimento 38.472 33.922 Depreciação acelerada usinas 113.794 81.255 Atualização de depósito judicial 6.897 5.843 Ajuste valor presente de tributos e UBP 899 1.823 Tributos sobre reserva de reavaliação 242.051 -

661.296 344.715

Tributos diferidos líquidos (196.043) 23.703

Ativo não circulante líquido - 23.703 Passivo não circulante líquido 196.043 -

(i) O diferimento dos tributos incidentes sobre a receita de atualização dos créditos de energia renegociados – Lei nº 8.727/93 foi iniciado em janeiro de 1999. Até dezembro de 1998, todos os tributos incidentes sobre tais receitas (juros e variação monetária) foram recolhidos pelo regime de competência. Todavia, os valores recolhidos até aquela data já ultrapassavam aos valores efetivamente recebidos da União com o pagamento da dívida à Eletrosul, por conta da Lei nº 8.727/93. Destarte, de forma a preservar o patrimônio da Companhia, a Administração optou por diferir os tributos, a partir de janeiro de 1999, para recolhimento com base nos valores efetivamente recebidos.

78


Até dezembro de 2004, foram compensados os valores recolhidos até a competência dezembro de 1998. A partir de janeiro de 2005, passou-se a tributar e recolher sobre os valores efetivamente recebidos. Essa situação é decorrente do fato de que a União paga as parcelas mensais de sua dívida de acordo com o que recebe dos Estados, que, por sua vez, estão limitados por lei em níveis de comprometimento de suas receitas.

O ativo diferido referente o prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social apurado no exercício de 2016 estão fundamentados em estudo técnico sob a perspectiva de probabilidade de recuperação, por meio da compensação com resultados fiscais tributáveis futuros. Os créditos relativos às diferenças temporárias não possuem prazo prescricional.

A expectativa de compensações dos ativos e passivos fiscais diferidos é a seguinte:

AnoAtivo fiscal

diferidoPassivo fiscal

diferido

2017 106.796 24.941 2018 85.412 45.196 2019 30.196 45.269 2020 18.002 45.269 2021 15.169 45.269

Após 2021 209.678 455.350 Total 465.253 661.294

NOTA 16 – INVESTIMENTOS

A Eletrosul participa de projetos de infraestrutura do setor elétrico em sociedades controladas e em empresas controladas em conjunto, cujos montantes investidos são apresentados nos quadros abaixo.

16.1 INVESTIMENTOS

S oci ed ad es de P rop ósito E spe cífi cos (S P E ´s) S e gm en to % P a rt.

Dem a is Acio nistas %

Áre a d e atu açã o

In ício d a co nst rução

I níc io d a op eraçã o

Té rm in o da con cessão

Em pre sa s Co nsol ida da s

C huí IX G eraç ão 99,99% Renobrax 0, 01% RS 2014 2015 2049

H er m enegildo I G eraç ão 99,99% Renobrax 0, 01% RS 2014 2015 2049

H er m enegildo II G eraç ão 99,99% Renobrax 0, 01% RS 2014 2015 2049

H er m enegildo III G eraç ão 99,99% Renobrax 0, 01% RS 2014 2015 2049

P ar aís o1 Trans m is s ão 100,00% - - M S 2015 2017 2045

U irapur u Trans m is s ão 75,00% E LO S 25, 00% P R 2004 2006 2035

Em pre sa s n ão Co nsoli da da s

C huí G eraç ão 49,00% F IP E nerg ia 51, 00% RS 2012 2015 2047C os t a Oes t e Trans m is s ão 49,00% Copel 51, 00% P R 2012 2014 2042

S UE Z 40, 00%

CHE S F 20, 00%

M iz ha 20, 00%

Trans m is s ora A l iança

52, 58%

CE E E 10, 00%DM E E nergétic a 10, 00%

F rontei ra O es te Trans m is s ão 51,00% CE E E 49, 00% S C/RS 2014 2015 2044

Livram ento2 G eraç ão 59,00% F IP E nerg ia 41, 00% RS 2012 2013 2047

M arum bi Trans m is s ão 20,00% Copel 80, 00% P R 2012 2015 2042

S ant a V i tória do P alm ar G eraç ão 49,00%B r ave W inds G eradora

51, 00% RS 2012 2015 2047

Neoenerg ia 50, 56%

F urnas 24, 72%

TS B E Trans m is s ão 80,00% Copel 20, 00% P R/S C/ RS 2012 2014 2042

TS LE Trans m is s ão 51,00% CE E E 49, 00% RS 2012 2014 2042

2013 2043E S B R P artic ipaç ões RO20,00%G eraç ão 2009

2005 2032

M T/P ATeles P i res P ar ticipaç ões 24,72% 2011 2015 2046G eraç ão

E tau S C/RSTrans m is s ão 27,42% 2003

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(1) Em 27 de junho de 2016, a Celeo e a Copel exerceram o seu direito de retirada da sociedade transferindo a totalidade das ações para a Eletrosul. Em 27 de setembro de 2016 a ANEEL, por meio da Resolução Autorizativa nº 6.045, anuiu a transferência do controle societário direto da Paraíso para a Eletrosul (75,5% das ações). A implantação do empreendimento, decorrente do leilão ANEEL 004/2014, aguarda a seleção de parceiros interessados por meio de chamada pública. (2) Em operação comercial 25,2 MW correspondendo ao parque Ibirapuitã. A suspensão da operação dos demais parques está em discussão judicial, em virtude de sinistro ocorrido em 12/2014.

16.2 COMPOSIÇÃO DOS INVESTIMENTOS E APORTES DE RECURSOS

2016 2015

Participações societárias (nota 16.4) 2.757.776 2.187.907 Ações resgatáveis (nota 16.5) 93.710 93.710 Adiant. para futuro aumento de capital (nota 16.6) 1.090.683 1.317.575

3.942.169 3.599.192

16.3 INVESTIMENTOS NAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Participação societária permanente 2016 2015

Controladas 253.068 57.636 Controladas em conjunto 2.499.533 2.125.117

Outros 5.175 5.154 Total 2.757.776 2.187.907

Controladora

16.4 MOVIMENTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS

Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s)

Saldos em 31.12.2015

Adições/ baixasResultado

participação societária

Reversão provisão perdas investimentos

Amortização ágio

Destin./ ajuste de dividendos

Reclas. passivo a descoberto de

investidas

Liquidação de investimentos

societários

Saldos em 31.12.2016 (3)

Em operaçãoControladas

Chuí IX - 49.887 (14.865) - - - (15.705) - 19.317

Coxilha Seca (1) 205 2.900 (124) - - - - (2.981) -

Hermenegildo I - 173.202 (59.950) - - - (39.480) - 73.772

Hermenegildo II - 173.227 (60.705) - - - (46.782) - 65.740

Hermenegildo III - 147.583 (59.242) - - - (52.444) - 35.897

Uirapuru 57.431 - 11.225 - (721) (9.593) - - 58.342

Controladas em conjunto

Chuí - - (27.951) - - - 27.951 - -

Costa Oeste 30.058 - 8.377 - - (2.662) - - 35.773

ESBR Participações 1.396.063 - 262.148 7.750 - - - - 1.665.961

Etau 24.109 - 6.450 - - (5.561) - - 24.998

Livramento (2) - - (24.237) - - - 24.237 - - Marumbi 18.418 - 4.608 - - (186) - - 22.840 Santa Vitória do Palmar (2) 50.223 - 36.996 - - - - - 87.219

Teles Pires Participações 189.163 127.483 (32.090) (47.282) - - - - 237.274

TSBE 270.252 - 7.222 - - - - - 277.474

TSLE 134.740 - 5.540 - - - - - 140.280

Em fase pré-operacional

Controladas

Paraíso - 8 (922) - - - 914 - -


Fronteira Oeste 12.091 - (4.377) - - - - - 7.714 Outros investimentos

Outros 5.154 21 - - - - - - 5.175

Total 2.187.907 674.311 58.103 (39.532) (721) (18.002) (101.309) (2.981) 2.757.776 (1) A SPE foi extinta em 2016. (2) O montante aplicado relativo a ações resgatáveis está demonstrado na nota 16.5. (3) O montante aplicado referente ao adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) está demonstrado na nota nº 16.6.

80


As principais variações no resultado de equivalência patrimonial dos investimentos em participações societárias, em 2016, estão a seguir demonstradas:

Chuí Holding S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 27.951 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment) e provisão para ressarcimento por geração reduzida.

ESBR Participações S/A: o resultado positivo de equivalência, no valor de R$ 262.148 mil, decorre, basicamente, da reversão da provisão das causas relacionadas com os excludentes de responsabilidade, com os encargos de uso do sistema de transmissão – EUST e com os registros de provisão para impairment. A reversão de R$ 7.750 mil em perdas para investimento decorre da contabilização de despesas com impairment pela companhia.

Livramento Holding S/A: o resultado negativo de equivalência de R$ 24.237 mil decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos e da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

Santa Vitória do Palmar Holding S/A: o resultado positivo de equivalência de R$ 36.996 mil decorre, basicamente, da reversão da perda estimada com a recuperação de ativos (impairment). A companhia registrou ainda provisão para ressarcimento por geração reduzida.

Teles Pires Participações S/A: o resultado negativo de equivalência, no valor de R$ 32.090 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos. Em 31 de dezembro de 2016, foi constituída provisão complementar para perdas no investimento decorrentes de testes de impairment no montante de R$ 47.282 mil, totalizando o montante de R$ 162.694 mil.

Chuí IX S/A, Eólicas Hermenegildo I, II e III S/A: o resultado negativo de equivalência de R$ 194.762 mil decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment) e provisão para ressarcimento por geração reduzida.

De modo geral, os impactos registrados com despesas de impairment nos balanços das empresas investidas, poderão ser revertidos, total ou parcialmente, caso as condições econômicas apresentem melhoras e a produção de energia ocorra conforme a garantia física.

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Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s)


AdiçõesResultado

participação societária

(-) Provisão para perdas em

investimentos

Destin./ ajuste de dividendos

Amortização ágioReclas. passivo a

descoberto de investidas

Alienação de investimentos

societários

Saldos em 31.12.2015 (2)

Em operaçãoSubsidiárias e controladas

Chuí IX - - (15.652) - - - 15.652 - -

Coxilha Seca 87 - 118 - - - - - 205

Hermenegildo I - - (39.105) - - - 39.105 - -

Hermenegildo II - - (46.635) - - - 46.635 - -

Hermenegildo III - - (52.331) - - - 52.331 - -

Uirapuru 57.679 - 9.691 - (9.218) (721) - - 57.431


Chuí 37.495 - (114.602) - - - 77.107 - -

Costa Oeste 21.510 4.012 6.249 - (1.713) - - - 30.058

ESBR Participações 1.453.682 90.000 (139.869) (7.750) - - - - 1.396.063

Etau 23.235 - 4.947 - (4.073) - - - 24.109

Integração 22.517 - 1.508 - - - - (24.025) -

Livramento (1) - 13.196 (96.478) - - - 83.282 - -

Marumbi 9.043 6.703 2.894 - (222) - - - 18.418

Norte Brasil 421.052 - 4.218 - - - - (425.270) -

Santa Vitória do Palmar (1) 157.627 - (108.567) - 1.163 - - - 50.223

Teles Pires Participações 249.504 97.146 (42.075) (115.412) - - - - 189.163

TSBE 275.960 16.000 (24.368) - 2.660 - - - 270.252

TSLE 139.719 - (4.979) - - - - - 134.740

Em fase pré-operacionalControladas em conjunto -

Fronteira Oeste 11.824 - 267 - - - - - 12.091

Paraíso - 2 (70) - - - 68 - -

Outros investimentos 3.277 1.877 - - - - - - 5.154

Total 2.884.211 228.936 (654.839) (123.162) (11.403) (721) 314.180 (449.295) 2.187.907

1) O montante aplicado relativo a ações resgatáveis está demonstrado na nota nº 16.5.

(2) O montante aplicado referente ao adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) está demonstrado na nota nº 16.6.

As principais variações no resultado de equivalência patrimonial dos investimentos em participações societárias, em 2015, estão a seguir demonstradas:

Livramento Holding S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 96.478 mil, decorre, basicamente, da baixa contábil dos parques eólicos Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI e Cerro das Trindades, após a ANEEL, por meio do despacho nº 3.373 de outubro/2015, suspender, temporariamente, a operação comercial desses empreendimentos, em razão de sinistro ocorrido em dezembro de 2014.

Santa Vitória do Palmar Holding S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 108.567 mil, decorre, basicamente, das multas reconhecidas junto ao fornecedor Gamesa, da geração de energia abaixo do previsto nos contratos de CCEAR, dos encargos de empréstimos e financiamentos e da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

Chuí Holding S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 114.602 mil, decorre, basicamente, da compra de lastro de energia (em virtude de atrasos na entrada em operação comercial nas datas programadas), dos encargos de empréstimos e financiamentos e da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

Teles Pires Participações S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 42.075 mil, decorre, basicamente, da compra de energia para atendimento dos contratos firmados no ACR e do EUST (Encargos de uso do sistema) contratados e não utilizados, ambos em virtude de atrasos no término das linhas de transmissão necessárias para o escoamento da geração da UHE Teles Pires, além dos encargos de empréstimos e financiamentos incorridos no período.

Em 31 de dezembro de 2015 foi constituída provisão para perdas no investimento decorrentes de testes de impairment no montante de R$ 115.412 mil.

ESBR Participações S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 139.869 mil, decorre, basicamente, da constituição de:

82


a) provisão relativa aos excludentes de responsabilidade, que consiste em não aplicar sanções à Companhia pelo atraso na geração de energia;

b) provisão de EUST (Encargos de uso do sistema) contratados e não utilizados em virtude de atrasos no término das linhas de transmissão necessárias para o escoamento da geração da UHE Jirau; e,

c) de provisão tributária – ICMS devido a não renovação do Convênio nº 55/93 pelo Estado de Rondônia, em que era prevista a isenção da cobrança do ICMS de bens novos, sem similaridade no Estado, importados ou adquiridos de outros Estados (aplicando o disposto no art. 74, Decreto nº 8.321/1998).

Em 31 de dezembro de 2015 foi constituída provisão para perdas no investimento decorrentes de testes de impairment no montante de R$ 7.750 mil.

Transmissora Sul Brasileira de Energia S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 24.368 mil, decorre, basicamente, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

Chuí IX S/A, Eólicas Hermenegildo I, II e III S/A: o resultado negativo de equivalência, R$ 153.723 mil, decorre, basicamente, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

De modo geral, os impactos registrados com despesas de impairment nos balanços das empresas investidas, poderão ser revertidos, total ou parcialmente, caso as condições econômicas apresentem melhoras e a produção de energia ocorra conforme a garantia física.

16.5 AÇÕES PREFERENCIAIS RESGATÁVEIS

A Eletrosul aportou recursos na SPE Livramento Holding S/A, a partir de agosto de 2013, no montante de R$ 64.310 mil, os quais foram convertidos em 64.310.000 ações resgatáveis. Também aportou recursos na SPE Santa Vitória do Palmar Holding S/A em novembro de 2013, no montante de R$ 29.400 mil, os quais foram convertidos em 29.400.000 ações resgatáveis.

A mutação da conta é apresentada como segue:

Sociedade s de Propósito Específicos (SPE´s)


AdiçõesRe classificação

de ações resgatá veis

Incorporação das ações resga táveis a o capital socia l

Devoluçã o das a çõe s

re sgatáve is

Sa ldos em 31.12.2016

Livramento 64.310 - - - - 64.310 Santa Vitória do Palmar 29.400 - - - - 29.400

Total 93.710 - - - - 93.710

Sociedade s de Prop ósito Específicos (SPE´s)


AdiçõesRe classificação

de ações resgatá veis

Incorporação das ações resga táveis a o capital socia l

Devoluçã o das a çõe s

re sgatáve is

Sa ldos em 31.12.2015

Livramento 61.910 2.400 - - - 64.310 Santa Vitória do Palmar 29.400 - - - - 29.400

Total 91.310 2.400 - - - 93.710

83


16.6 ADIANTAMENTOS PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL (AFAC)

A mutação da conta é apresentada como segue:

Socie dades de Propósito Específicos (SPE´s)


Emissão de AFAC's

Transforma çã o e m a çõe s

De vo luçõe s Saldos em 31.12.2016

Em operaçãoControladasChuí IX 45.072 6.921 (49.887) - 2.106 Cox ilha Seca (1) 2.900 - (2.900) - - Hermenegildo I 169.640 14.514 (173.202) - 10.952 Hermenegildo II 172.609 8.450 (173.227) - 7.832 Hermenegildo III 145.887 4.065 (147.583) - 2.369 Controladas e m con jun toChuí 431.913 - - - 431.913 ESBR Part ic ipações 36.200 231.400 - - 267.600 Livramento 173.860 46.513 - (346) 220.027 Marumbi - 880 - - 880 Santa Vitória do Palm ar 36.492 1.454 - - 37.946 TSLE 84.847 2.547 - - 87.394 Em fase p ré-ope racionalControladaParaíso 4.000 1.520 - - 5.520 Controlada em con jun toFronteira Oes te 14.155 1.989 - - 16.144

Total 1.317.575 320.253 (546.799) (346) 1.090.683

Socie dade s de Propósito Específicos (SPE´s)


Emissão de AFAC's

Transfo rmação em ações

De vo luçõe s Sa ldos e m 31.12.2015

Em opera çã oControlada sChuí IX 20.510 29.762 - (5.200) 45.072 Cox ilha Seca 2.900 - - - 2.900 Hermenegildo I 41.161 128.479 - - 169.640 Hermenegildo II 3.203 169.406 - - 172.609 Hermenegildo III 34.887 111.000 - - 145.887 Controlada s em conjunto - Chuí 330.500 101.413 - - 431.913 Costa Oeste 1.146 2.867 (4.013) - - ESBR Part icipações - 36.200 - - 36.200 Livramento 73.500 101.360 - (1.000) 173.860 Marumbi 6.702 - (6.702) - - Santa Vitória do Palmar 18.000 18.492 - - 36.492 TSBE 16.000 - (16.000) - - TSLE 54.499 30.348 - - 84.847 Em fase pré-operaciona l - Controlada s em conjunto - - Fronteira Oeste 3.641 10.514 - - 14.155 Paraíso - 4.000 4.000

Tota l 606.649 743.841 (26.715) (6.200) 1.317.575

84


16.7 COMPROMISSOS ADVINDOS DOS ACORDOS DE ACIONISTAS

a) Uirapuru Transmissora de Energia S/A

O acordo de acionistas da Uirapuru Transmissora de Energia S/A, firmado em 11 de agosto de 2011, prevê na “cláusula 7 - Do Direito de Preferência na Alienação das Ações de Emissão da Companhia e das Garantias Oferecidas à ELOS” que a “Eletrosul garante à ELOS o direito de, a partir do término do 10º (décimo) ano de assinatura do presente acordo, retirar-se da Companhia mediante o ressarcimento do investimento realizado na Companhia com aporte de recursos próprios, devidamente atualizados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA/IBGE) e acrescidos de um valor, a ser determinado na data de manifestação da saída, que garanta à ELOS uma taxa de rentabilidade real do acionista (TIR Real do Acionista) de 9,0% (nove por cento) ao ano no período”.

85


NOTA 17 – IMOBILIZADO

17.1 COMPOSIÇÃO

Ativo Imobilizado em ServiçoValor Bruto

em 31.12.2015

Adições (A)

Baixas (B)

Transf. (C)

Valor Bruto em

31.12.2016

Adições Líquidas

(A)+(B)+(C)

Amortização/ Depreciação Acumulada

Valor Líquido em 31.12.2016


Obrigações Especiais

Brutas

Amortização Acumulada

Obrigações Especiais Líquidas

Geração 2.356.852 15.871 - 279.370 2.652.093 295.241 (440.978) 2.211.115 2.031.635 - - - Terrenos 109.417 - - - 109.417 - (14.872) 94.545 98.400 - - -

Reservatórios, Barragens e adutoras 936.152 - - - 936.152 - (135.669) 800.483 834.680 - - -

Edificações, Obras civis e benfeitorias 445.421 - - 863 446.284 863 (65.827) 380.457 396.492 - - - Máquinas e equipamentos 1.200.446 - - 278.500 1.478.946 278.500 (224.432) 1.254.514 1.036.776 - - -

Móveis e utensílios 701 - - 7 708 7 (178) 530 572 - - -

Outros - - - - - - - - - - - -

(-) Impairment Geração (335.285) 15.871 - - (319.414) 15.871 - (319.414) (335.285) - - - -

Transmissão 3.350.469 854.973 (10.851) 2.874.592 7.069.183 3.718.714 (4.960.990) 2.108.193 1.386.367 35.715 (3.273) 32.442

Terrenos 19.826 2.193 - 6.078 28.097 8.271 - 28.097 19.826 35 - 35

Edificações, Obras civis e benfeitorias 184.946 24.339 - 44.059 253.344 68.398 (167.797) 85.547 78.357 - - - Máquinas e equipamentos 4.556.824 806.184 (10.642) 2.847.499 8.199.865 3.643.041 (5.140.725) 3.059.140 2.454.144 35.680 (3.273) 32.407

Veículos 23.370 - - (23.370) - (23.370) - - 3.517 - - -

Móveis e utensílios 5.939 - - 319 6.258 319 (4.434) 1.824 1.891 - - - Outros - - - - - - - - - - - -

(-) Baixa ativos pela Lei 12.783/13 (1.336.918) 836 (209) 7 (1.336.284) 634 351.966 (984.318) (1.067.850) - - -

(-) Impairment Transmissão (103.518) 21.421 - - (82.097) 21.421 (82.097) (103.518) - - -

Administração 53.525 - (82) 30.330 83.773 30.248 (48.554) 35.219 27.771 - - -

Terrenos 2.115 - - - 2.115 - - 2.115 2.115 - - -

Edificações, Obras civis e benfeitorias 15.276 - - - 15.276 - (8.256) 7.020 7.511 - - -

Máquinas e equipamentos 23.410 - (48) 5.412 28.774 5.364 (11.306) 17.468 13.461 - - -

Veículos 8.378 - - 24.956 33.334 24.956 (26.124) 7.210 3.419 - - -

Móveis e utensílios 4.346 - (34) (38) 4.274 (72) (2.868) 1.406 1.265 - - -

Subtotal 5.760.846 870.844 (10.933) 3.184.292 9.805.049 4.044.203 (5.450.522) 4.354.527 3.445.773 35.715 (3.273) 32.442

86


Ativo Imobilizado em CursoValor Bruto

em 31.12.2015

Adições (A)

Baixas (B)

Transf. (C)

Valor Bruto em

31.12.2016

Adições Líquidas

(A)+(B)+(C)

Amortização/ Depreciação Acumulada



Obrigações Especiais

Brutas


Obrigações Especiais Líquidas

Geração 315.351 44.363 (28.595) (279.241) 51.878 (263.473) - 51.878 315.351 - - -

Terrenos 1.439 19 - (487) 971 (468) - 971 1.439 - - -

Reservatórios, Barragens e adutoras 378 - - 4 382 4 - 382 378 - - -

Edificações, Obras civis e benfeitorias 7.667 703 (671) (6.870) 829 (6.838) - 829 7.667 - - -

Máquinas e equipamentos 252.758 9.903 (10.121) (236.719) 15.821 (236.937) - 15.821 252.758 - - -

Móveis e utensílios - - - - - - - - - - - -

Outros 53.109 33.738 (17.803) (35.169) 33.875 (19.234) - 33.875 53.109 - - -

Transmissão 364.405 139.593 (103.584) (146.168) 254.246 (110.159) - 254.246 364.405 - - -

Terrenos 3.719 9 (1.875) - 1.853 (1.866) - 1.853 3.719 - - -

Edificações, Obras civis e benfeitorias 11.831 4.540 - (6.447) 9.924 (1.907) - 9.924 11.831 - - -

Máquinas e equipamentos 124.966 48.104 (962) (67.964) 104.144 (20.822) - 104.144 124.966 - - -

Veículos 897 - - (309) 588 (309) - 588 897 - - -

Móveis e utensílios 244 - - (56) 188 (56) - 188 244 - - -

Outros 222.748 86.940 (100.747) (71.392) 137.549 (85.199) - 137.549 222.748 - - -

Administração 13.768 2.046 (26) (252) 15.536 1.768 - 15.536 13.768 - - -

Edificações, Obras civis e benfeitorias 2.835 - - 3.255 6.090 3.255 - 6.090 2.835 - - -

Máquinas e equipamentos 8.878 1.704 (6) (1.919) 8.657 (221) - 8.657 8.878 - - -

Veículos 1.517 295 - (1.729) 83 (1.434) - 83 1.517 - - -

Móveis e utensílios 318 47 (3) (102) 260 (58) - 260 318 - - -

Outros 220 - (17) 243 446 226 - 446 220 - - -

Subtotal 693.524 186.002 (132.205) (425.661) 321.660 (371.864) - 321.660 693.524 - - -

Total do imobilizado 6.454.370 1.056.846 (143.138) 2.758.631 10.126.709 3.672.339 (5.450.522) 4.676.187 4.139.297 35.715 (3.273) 32.442

87


A composição do imobilizado é como segue:

2015Taxas anuais

médias de depreciação (%)

BrutoDepreciação e amortização acumulada

Valor líquido Valor líquido

Em serviçoGeração 6,41% 2.652.093 (440.978) 2.211.115 2.031.635 Transmissão 4,21% 7.069.183 (4.960.990) 2.108.193 1.386.367 Administração 7,00% 83.773 (48.554) 35.219 27.771

9.805.049 (5.450.522) 4.354.527 3.445.773

Em cursoGeração 51.878 - 51.878 315.351 Transmissão 254.246 - 254.246 364.405 Administração 15.536 - 15.536 13.768

321.660 - 321.660 693.524

10.126.709 (5.450.522) 4.676.187 4.139.297

2016

Garantia de financiamento – 45 (quarenta e cinco) aerogeradores dos parques eólicos Cerro Chato I, II e III, respectivamente, estão em garantia ao financiamento concedido pelo Banco do Brasil através das cédulas de crédito industrial nº 4000508-9, 4000509-7 e 4000510-0.

17.2 PROVISÃO PARA REDUÇÃO AO VALOR RECUPERÁVEL (IMPAIRMENT)

Em 2016, basicamente, em razão do aumento do custo médio ponderado de capital (WACC) e início de operação comercial de novos negócios, a Companhia testou todas as unidades geradoras de caixa e reconheceu a reversão parcial para redução ao valor recuperável de R$ 23.244 mil para os itens do ativo imobilizado. Maiores detalhes sobre a perda registrada estão incluídas na nota nº 19.

17.3 ENCARGOS FINANCEIROS CAPITALIZADOS

Os encargos financeiros vinculados aos financiamentos são reconhecidos no ativo imobilizado durante o período de construção dos empreendimentos de energia elétrica. Os encargos capitalizados no ativo imobilizado estão demonstrados conforme segue:

2016 2015

Total dos encargos financeiros 450.168 528.527 (-) Transferência para o imobilizado - 526

Efeito líquido no resultado 450.168 528.001

88


17.4 TAXAS DE DEPRECIAÇÃO

As principais taxas médias anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:

2016 2015GeraçãoReservatórios, barragens e adutoras 3,65% 3,65%Edificações, obras civis e benfeitorias 3,79% 3,79%Máquinas e equipamentos 4,12% 4,05%Móveis e utensílios 6,25% 6,25%Terrenos 3,52% 3,52%

TransmissãoEdificações, obras civis e benfeitorias 3,67% 3,39%Máquinas e equipamentos 3,06% 2,99%Móveis e utensílios 6,25% 6,25%

Administração central Edificações, obras civis e benfeitorias 3,33% 3,21%Máquinas e equipamentos 4,61% 4,26%Veículos 14,29% 14,29%Móveis e utensílios 6,25% 6,25%

Taxas anuais de depreciação

A Companhia adota, para os cálculos de depreciação do ativo imobilizado da geração, a regra “concessão/autorização ou vida útil, dos dois, o menor”, sendo que a vida útil se aproxima das taxas definidas pela ANEEL. Diante disto, a Companhia adota as taxas de depreciação da ANEEL como parâmetro.

17.5 ADIÇÕES AO IMOBILIZADO

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

Adições do ativo imobilizado em curso

Material / equipamentos

Serviços de terceiros

Mão de obra própria

Juros capitalizados

Outros gastos

Total

Terrenos - 14 - - 14 28

Reservatórios, barragens e adutoras - - - - - - Edificações, obras civis e benfeitorias 919 4.295 - - 29 5.243 Máquinas e equipamentos 44.057 14.628 - - 1.026 59.711

Veículos - - - - 295 295 Móveis e utensílios - - - - 47 47 A ratear 198 79.020 17.755 16 22.374 119.363

Desenvolvimento de projetos - 775 - - 540 1.315 Total das Adições 45.174 98.732 17.755 16 24.325 186.002

89


As dez principais adições (pelo critério de valor) ao imobilizado em serviço no exercício foram:

Descrição do bem em R$ mil

1. Linha de transm. 34,5 kv - comp. eólico coxilha Seca/SE cerro chato 8.250 2. 4º autotransformador 230/138/13,8 kv - 150 mva - SE biguaçu - amp "g" 5.987 3. Autotransformadores (tf1) de 230/138 kv, 150mva - SE ivinhema 2 5.859 4. Autotransformadores (tf2) de 230/138 kv, 150mva - SE ivinhema 2 5.859 5. Implantação atf-2 230/138 kv - 150 mva - atf2 - SE desterro 5.835 6. Sistema digita l de supervisão e controle - SE areia 4.304 7. Sistema digita l de supervisão e controle - nivel iii - SE biguaçu 4.088 8. Torre do aerogeradores - complexo eólico coxilha SEca 3.365 9. Nacelle(cabine) do aerogerador - complexo eólico coxilha SEca 3.245

10. Gerador do aerogerador - complexo eólico coxilha SEca 3.004

As dez principais baixas (pelo critério de valor) do imobilizado em serviço no exercício foram:

Descrição do bem em R$ mil

1. Transformador de forca 230/69/13,8 kv - tf5 - SE xanxere 230/138 kv 1.437 2. Transceptor de telefonia e tom - SE ita 500 kv 413 3. Bancos de baterias de 48 vcc - nr 1 e 2 324 4. Banco de baterias de 48 vcc - bat1 e bat 2 223 5. Para-raios de 500 kv - SE campos novos 500 kv 123 6. Transceptor de shf (microondas) - estação repetidora de palmital 109 7. Disjuntor de 230 kv - SE curitiba 101 8. Transceptor de shf (microondas) - estação repetidora de são lourenço do oeste 100 9. Para-raios de 500 kv - SE areias 500 kv 60

10. Disjuntor de 69 kv - SE charqueadas 46

17.6 INDISPONIBILIDADE DE BENS

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e as instalações utilizados na produção de energia elétrica, são vinculados a estes serviços públicos, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão do Poder Concedente. As instalações de geração da Companhia estão demonstradas nas notas nº 2.1 e nº 2.2.

A Resolução normativa da ANEEL, nº 691/2015, disciplina a desvinculação, por iniciativa de agente setorial, de bens vinculados aos serviços de geração, transmissão e distribuição de energia. A norma estabelece a obrigatoriedade de anuência prévia da ANEEL, para a desvinculação de bens vinculados aos serviços de energia elétrica, dispensando nos casos que o agente setorial constituir dossiê de desvinculação. A norma determina ainda, que os recursos da alienação mediante contrato de compra e venda, já deduzidos os encargos incidentes sobre a receita de venda, sejam depositados em conta bancária vinculada, para que sejam reaplicados na concessão.

17.7 REVERSÃO DE BENS VINCULADOS À CONCESSÃO

Ao término dos contratos de concessão, todos os bens e instalações vinculados às usinas passarão a integrar o patrimônio da União. Os investimentos adicionais ao projeto básico autorizado, realizados para garantir a continuidade e a atualidade do serviço concedido, terão a parcela não amortizada ou depreciada indenizada ao término da concessão.

Com a assinatura do aditivo contratual ao contrato de concessão nº 057/2001, em 4 de dezembro de 2012, a Companhia aceitou as condições de prorrogação antecipada das concessões previstas na Lei nº 12.783/13.

90


17.8 BENS E DIREITOS DA UNIÃO

A Eletrosul mantém, em registros auxiliares, o montante de R$ 5.199 mil a título de Bens da União sob Administração (BUSA), relativo à parte da subestação - SE Alegrete, Linha de Transmissão de 138 kV Jupiá/ Mimoso I, Linha de Transmissão de 138 kV Mimoso/Campo Grande I, Linha de Transmissão de 230 kV Assis/Londrina, Linha de Transmissão de 230 kV Londrina/Apucarana e um terreno situado no município de Capivari de Baixo.

NOTA 18 – INTANGÍVEL

Os direitos de concessão das controladas foram definidos com base no valor presente de projeções de fluxo de caixa futuros estimados, obtidos através de avaliações econômico-financeiras, e decorreram da aquisição da concessão outorgada pela ANEEL para o uso do sistema de transmissão de energia elétrica.

O valor registrado dos direitos de concessão referem-se à aquisição da participação acionária na SC Energia em 11 de fevereiro de 2009, na Artemis em 11 de agosto de 2011 e na Uirapuru em 11 de agosto de 2011. Os direitos de concessão tem vida útil definida e estão sendo amortizados de acordo com o período de concessão.

De acordo com a Orientação Técnica “OCPC 05”, os valores relativos ao uso de bem público decorrentes de contratos de concessões onerosas com a União estão demonstrados ao custo amortizado e atualizados conforme dispõem os contratos. Assim, a Companhia contabilizou os registros de uso de bem público, os quais foram descontados ao custo médio ponderado de capital. Os valores estão divulgados na nota nº 27.

91


A composição do intangível é como segue:

IntangívelValor Bruto em

31.12.2015Adições (A) Baixas (B) Transf. (C)

Valor Bruto em 31.12.2016

Adições Líquidas

(A)+(B)+(C)




Ativo intangível em serviçoGeração 29.915 - - 229 30.144 229 (3.740) 26.404 27.130

Servidões 4.130 - - 229 4.359 229 - 4.359 4.130 Uso do bem público 25.636 - - - 25.636 - (3.591) 22.045 22.981 Softwares 149 - - - 149 - (149) - 19

Transmissão 257.102 17.431 - 51.330 311.815 68.761 (99.824) 211.991 165.476

Servidões 97.033 17.431 - 51.337 165.801 68.768 - 165.801 97.033 Softwares 121 - - - 121 - (121) - - Direito de concessões 242.886 - - - 242.886 - (99.703) 143.183 151.381

(-) Impairment (CPC 01 (R1)) (33.855) - - (47.903) - - (47.903) (33.855) (-) Baixa ativos pela Lei 12.783/13 (49.083) - - (7) (49.090) (7) - (49.090) (49.083)

Administração 4.308 - - - 4.308 - (4.109) 199 199 Softwares 4.109 - - - 4.109 - (4.109) - -

Outros 199 - - - 199 - - 199 199

Subtotal 291.325 17.431 - 51.559 346.267 68.990 (107.673) 238.594 192.805

Intangível Valor Bruto em

31.12.2015 Adições

(A) Baixas

(B) Transf.

(C) Valor Bruto em

31.12.2016

Adições Líquidas

(A)+(B)+(C)




Ativo intangível em curso

Geração 11.890 140 - (365) 11.665 (225) - 11.665 11.890 Servidões 280 140 - (365) 55 (225) - 55 280

Outros 11.610 - - - 11.610 - - 11.610 11.610

Transmissão 7.480 2.266 - (3.875) 5.871 (1.609) - 5.871 7.481

Servidões 7.220 2.266 - (3.873) 5.613 (1.607) - 5.613 7.220 Softwares 244 - - - 244 - - 244 245

Outros 16 - - (2) 14 (2) - 14 16

Administração 7.015 2.066 - 2 9.083 2.068 - 9.083 7.015

Softwares 7.015 2.066 - - 9.081 2.066 - 9.081 7.015 Outros - - - 2 2 2 2

Subtotal 26.385 4.472 - (4.238) 26.619 234 - 26.619 26.386

Total do intangível 317.710 21.903 - 47.321 372.886 69.224 (107.673) 265.213 219.191

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NOTA 19 – IMPAIRMENT

A Companhia identificou evidências de impairment em alguns investimentos, ativos financeiros, imobilizado e intangível. Os ajustes por impairment e reversões por unidade geradora de caixa estão apresentados abaixo:

2016 2015 2016 2015

Geração - imobilizado/intangível

UGC PCH João Borges 8.743 9.145 52.781 44.038

UGC PCH Rio Chapéu 4.827 7.854 42.106 37.279

UGC PCH Coxilha Rica - - 9.991 9.991

UGC PCH Santo Cristo 20.076 - 20.076 -

UGC UHE Passo São João 13.045 (33.179) 131.177 118.132

UGC UHE São Domingos 473 1.160 45.176 44.703

UGC Eólica Cerro Chato1- (1.682) - -

UGC Eólica Coxilha Seca2(28.993) 51.202 22.209 51.202

UGC Eólica Galpões (8.933) 13.017 4.084 13.017

UGC Eólica Capão do Inglês (11.245) 16.923 5.678 16.923

UGC Solar São Domingos 184 - 184 -

(1.823) 64.440 333.462 335.285

Transmissão

UGC LT Presidente Méd. - Santa Cruz (7.725) (2.588) 17.773 25.498

UGC SE Missões (325) (229) - 325

UGC LT Campos Novos - Nova Santa Rita (12.651) 11.731 33.368 46.019

UGC SE Caxias/Ijuí/ N. Petrópolis /Lajeado (5.709) (3.076) 18.881 24.590

UGC LT Monte Claro - Garibaldi (3.876) 88 3.210 7.086

UGC SE Ivinhema 8.865 - 8.865 -

UGC Conversora Uruguaiana - (3.043) - -

(21.421) 2.883 82.097 103.518

IntangívelUGC LT Salto Santiago - Ivaiporã - Cascavel - - 33.855 33.855

- - 33.855 33.855

Total (23.244) 67.323 449.414 472.658

Efeitos no Resultado Balanço Patrimonial

(1) A UGC Cerro Chato compreende os parques eólicos Cerro Chato I, II e III. (2) A UGC Coxilha Seca compreende os parques eólicos Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês. (3) A Coletora Porto Velho (Concessão nº 010/2009) foi alienada em 2015, conforme descrito nota nº 9.

A reversão das despesas de impairment, registradas no exercício de 2016, no montante de (R$ 1.823) mil para o segmento de geração e (R$ 21.421) mil para o segmento de transmissão, decorrem basicamente da alteração da taxa de desconto conhecida por WACC - Weighted average cost of capital, de 7,50% em 2015 para 6,33% em 2016, para o segmento de geração, e de 7,00% em 2015 para 6,02% em 2016, para o segmento de transmissão.

93


PRINCIPAIS PREMISSAS ADOTADAS

2016 2015 Taxa de desconto pós-imposto - Geração 6,33% (juros reais) 7,50% (juros reais) Taxa de desconto pós-imposto - Transmissão 6,02% (juros reais) 7,00% (juros reais) Preço da energia gerada Valor atualizado dos preços dos contratos vigentes no

ambiente regulado e/ou livre PIS e Cofins 9,25% sobre a receita bruta Pesquisa e desenvolvimento 1% da ROL CFURH (Royalties) Montantes determinados em resoluções da ANEEL EUSD/EUST Montantes determinados em resoluções da ANEEL Taxa de fiscalização da ANEEL 0,4% da receita bruta RGR 3% da receita bruta para concessões de transmissão

licitadas até 11 de setembro de 2012 (Lei 12.783/2013), deduzida a taxa de fiscalização

UBP Valores estabelecidos nos contratos de concessão Depreciação Durante o prazo de concessão e/ou autorizações Pessoal, materiais, serviços e outros Orçamento financeiro apurado por Unidade Geradora de

Caixa (UGC), considerando a redução do quadro de pessoal em função do plano de incentivo ao desligamento e demais reduções de custo

Prazos do fluxo de caixa Prazos das concessões e/ou autorizações

NOTA 20 – FORNECEDORES

A composição de saldo de fornecedores é apresentada como segue:

Fornecedores 2016 2015

Materiais e serviços 43.429 63.289

Encargos de uso da rede elétrica 1.904 1.233

Partes relacionadas (nota 26.2) 299 315

Outros 1.605 918

Fornecimento de energia elétrica 31.195 23.982

Partes relacionadas (nota 26.2) 27.533 23.242

Câmara de Com. de Energia Elétrica 3.662 740 76.528 88.504

94


NOTA 21 – EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

21.1 ABERTURA DO ENDIVIDAMENTO

95


21.2 ABERTURA DOS ATIVOS FINANCEIROS

96


21.3 COMPOSIÇÃO DO ENDIVIDAMENTO E DÍVIDA LÍQUIDA

Juros de Principal Principal + Total Total

Curto Prazo Curto Prazo Juros LP 2016 2015(+) Dívida Bruta 159.556 998.655 3.120.537 4.278.747 3.956.257 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira - 4.352 199.345 203.697 251.801 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 117.363 734.347 2.875.996 3.727.706 3.400.551 Notas Promissórias 35.310 250.000 - 285.310 209.135 Tributária 6.687 7.314 - 14.001 47.709 Fundo de Pensão 196 2.642 45.196 48.034 47.061 (-) Ativos Financeiros - (78.975) - (78.975) (68.488) Alta Liquidez - (78.975) - (78.975) (68.488) (+) Dívida Líquida I 159.556 919.680 3.120.537 4.199.772 3.887.769 (+/-) Derivativos / Fair Value - - - - - (+) Dívida Líquida II 159.556 919.680 3.120.537 4.199.772 3.887.769

RESUMO

21.4 MOVIMENTAÇÃO E SALDO DOS FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

A Companhia utiliza recursos de financiamentos e empréstimos para financiar a implantação de investimentos corporativos e inversões financeiras em empreendimentos em sociedades controladas e empreendimentos controlados em conjunto.

Em 2016 a Companhia não efetuou captação de financiamentos e empréstimos.

Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Total Principal Encargos Principal Total Principal

Saldos em 31.12.2014 12.714 271.480 284.194 3.104.379 - - - 191.173

Ingressos - - - 250.901 - - - -

Alienação concessão nº 010/2009 (2.551) (19.479) (22.030) (236.057) - - - -

Refinanciamentos (98.376) 612 (97.764) 97.764 - - - -

Provisão de encargos 339.660 - 339.660 375 6.772 - 6.772 -

Variação monetária e cambial 181 3.243 3.424 103.146 - - - 60.628

Transferências - 366.015 366.015 (366.015) - - - -

Amortizações/pagamentos (197.938) (229.503) (427.441) - (6.772) - (6.772) - Saldo em 31.12.2015 53.690 392.368 446.058 2.954.493 - - - 251.801

Ingressos - - - 4.287 - - - -

Refinanciamentos (206.448) 504 (205.944) 205.944 - - - -

Provisão de encargos 390.229 - 390.229 496 6.222 - 6.222 -

Variação monetária e cambial (74) 3.665 3.591 52.860 - - - (48.104)

Transferências - 378.946 378.946 (378.946) - 4.352 4.352 (4.352)

Amortizações/pagamentos (155.345) (254.273) (409.618) - (6.222) - (6.222) -

Saldos em 31.12.2016 82.052 521.210 603.262 2.839.134 - 4.352 4.352 199.345

Moeda nacional Moeda estrangeira

Circulante Circulante

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21.5 VENCIMENTOS DE LONGO PRAZO

A amortização das parcelas de financiamento e empréstimos de longo prazo se apresenta da seguinte forma:

Ano 2016 2015

2017 - 590.121 2018 428.187 391.027 2019 401.540 375.128 2020 371.658 353.155 2021 344.227 326.142 2022 336.308 340.352 Após 2022 1.156.559 830.369

Total não circulante 3.038.479 3.206.294

21.6 COMPOSIÇÃO DO SALDO DA DÍVIDA POR INDICADOR

2016 2015

IPCA 1.084.216 956.560

TJLP 809.066 895.405

SELIC 24.125 66.910

Euro 203.697 251.801

Cesta de moedas - -

Taxa CDI 1.346.211 1.239.764

Outros 178.778 241.912

Total 3.646.093 3.652.352

Principal 3.564.041 3.598.662

Encargos 82.052 53.690

Total 3.646.093 3.652.352

98


21.7 CONDIÇÕES CONTRATUAIS DOS FINANCIAMENTOS

Saldos em

31.12.2016 2.296.051

12/01/2006 Reforço energético ilha - continente 7,0% a.a. 30/08/2019 a 44.594

14/03/2011 Reluz Novo Hamburgo RS 6,5% a.a. 28/02/2018 c 1.748

01/07/2009 Complexo São Bernardo PCHs Conversão da Moeda (Euro) + 2,2% a.a. 30/12/2038 a 45.709

24/05/2013 Complexo São Bernardo PCHs37% = conversão moeda (Euro)+4,70% a.a.

30% = conversão moeda (Euro)+2,20% a.a. 33% = conversão moeda (Euro)+2,24% a.a.

30/12/2042 a 157.988

01/11/2009Repactuação de dívidas (ECF 2626, ECF 2692 e ECF 2727)

7% a.a. + IPCA 30/01/2033 b 735.173

04/03/2010 Programa de obras de transmissão 7% a.a. + IPCA 30/07/2024 a 109.229

01/04/2013

Reinversões de dividendos a Eletrobras relativos ao exercício de 2011; quitação do serviço da dívida do mês 12/2012; liberação de recursos para aplicação junto às SPE's.

0,5% a.a. + SELIC 18/12/2017 b 6.669

01/04/2013 Garantias na ação judicial da Eletronet SELIC 30/07/2022 b 17.456

17/08/2011 Aquisição da Artemis e Uirapuru 7% a.a. + IPCA 30/12/2026 d 239.814

22/09/2014(i) Quitação empréstimo Eletrobras; (ii) Quitação de dividendos 2013 à Holding (iii) Cobertura do programa de investimentos.

119,5% do CDI 30/07/2023 a 937.671

450.862

06/12/2013Aplicação/aportes junto a SPE's e empreendimentos corporativos

115% do CDI 15/11/2023 g 195.696

16/04/2009 Implantação da UHE Mauá TJLP + 2,13 a.a. 15/01/2028 i 138.534

01/03/2011Nota de crédito comercial - subestação Biguaçu ampliação D

5,5% a.a. 15/03/2021 j 3.430

01/03/2011Nota de crédito comercial - subestação Biguaçu ampliação F

5,5% a.a. 15/03/2021 j 1.147

26/05/2006 Implantação linha 525 kV Campos Novos - Blumenau80% = TJLP + 4,5% a.a.

20% = Cesta Moedas + 4,5% a.a.15/05/2019 h 11.741

25/06/2010 Construção dos aerogeradores 4,5% a.a. 15/07/2020 k 100.314 11.711

26/05/2006 Implantação linha 525 kV Campos Novos - Blumenau80% = TJLP + 4,5% a.a.

20% = Cesta Moedas + 4,5% a.a.15/05/2019 h 11.711

674.625

05/08/2005LT 525 KV interligando Salto Santiago e Cascavel Oeste

80% = TJLP + 4,0% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,0% a.a.

15/10/2018 o 27.545

24/05/2006 Implantação linha 525 kV Campos Novos – Blumenau

80% = TJLP + 4,0% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,0% a.a.

15/05/2019 h 23.551

23/12/2008 Construção Subestação Biguaçu - 525 Kv TJLP + 2,12% a.a. 15/03/2021 h 24.590 04/03/2008 Implantação da UHE Passo São João TJLP + 1,91% a.a. 15/07/2026 l 127.838 20/06/2012 Implantação da UHE Passo São João TJLP + 1,91% a.a. 15/07/2026 l 10.565

16/04/2009 Implantação da UHE Mauá TJLP + 1,81 a.a. 15/01/2028 i 138.514 10/03/2011 Implantação da UHE São Domingos TJLP + 1,72 a.a. 15/06/2028 m 173.333

07/05/2008Implantação de linha de transmissão 525 kV, Campos Novos (SC) - Nova Santa Ri ta (RS)

TJLP + 3,00% 15/06/2021 p 54.213

04/04/2012SE Caxias 6, SE Ijuí 2, SE Nova Petrópolis 2 e SE Lajeado Grande

61% = TJLP + 2,12% a.a.39% = TJLP + 1,72% a.a.

15/03/2027 q 31.328

30/04/2012 SE Foz de Chapecó 63% = TJLP + 2,12% a.a.37% = TJLP + 1,72% a.a.

15/08/2027 r 7.670

26/04/2013 LT 230kV Monte Claro/Garibaldi 92% = TJLP + 2,42% a.a.8% = TJLP + 2,02% a.a.

15/08/2027 s 7.941

31/08/2015 Ampliação Sistema Sul de Transmissão51% = TJLP + 1,70% a.a.49% = TJLP + 1,50% a.a.

17/09/2029 n 27.153

31/08/2015 Interligação Brasil Uruguai32% = TJLP + 1,70% a.a.68% = TJLP + 1,50% a.a.

17/09/2029 n 20.384

212.844

04/08/2015Empreendimento Eólico Livramento - Entorno II (Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês) - CT 1404150001.

120% do CDI 07/08/2017 e 212.844

Total 3.646.093

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A

BANCO DO BRASIL S.A.

BANCO REGIONAL DE DESENVOLVIMENTO DO EXTREMO SUL - BRDE

Data da assinatura

Objetivo JurosVencimento do contrato

Garantias

CAIXA ECONÔMICA FEDERAL

BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES

99


21.8 GARANTIAS DOS FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

Os financiamentos e empréstimos da Companhia estão garantidos conforme abaixo:

(a) Receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos.

(b) Contrato sem cláusula de garantia; (c) Seguro Garantia em favor da Eletrobras correspondente a 125% do valor máximo do saldo

devedor previsto para o ano seguinte; (d) Vinculação da receita oriunda da Lei 8727/93, representada pelos Contratos de Cessão de

Crédito celebrados com a União, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos;

(e) Aval da Eletrobras e Cessão Fiduciária de Direitos Creditórios correspondente a 100% (cem por cento) dos recebíveis do empreendimento Eólico Livramento – Entorno II (Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês) quando da entrada em operação comercial plena destes, até a satisfação de todas as obrigações vinculadas à cédula;

(f) Cessão fiduciária dos direitos emergentes do Contrato de Concessão 057/2001, dos CPST e dos CUST decorrentes do mesmo, mais cessão fiduciária dos direitos sobre indenizações e/ou seguros dos bens relacionados e direitos sobre conta;

(g) Aval da Eletrobras; (h) Fiança solidária da Eletrobras, penhor dos direitos emergentes da concessão e penhor dos

direitos creditórios (Garantia compartilha entre BNDES/BRDE/BB, credores do empreendimento LT Campos Novos Blumenau e Construção da SE Biguaçu);

(i) Fiança da Eletrobras e vinculação da totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização da energia dos Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado, relativos ao projeto UHE Mauá (Cota Eletrosul);

(j) Contrato de penhor de duplicatas, vencíveis a prazo de até 180 dias, não excedendo o vencimento do contrato e cobrindo, no mínimo, 125% do saldo devedor;

(k) Penhor dos aerogeradores dos parques eólicos Cerro Chato I, II e III; (l) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos Contratos de

Comercialização de Energia no Ambiente Regulado referentes ao empreendimento UHE Passo São João e direito de receber quaisquer valores que venham a se tornar devidos decorrentes do contrato de concessão 004/2006;

(m) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes da venda de energia produzida no Projeto UHE São Domingos e direito de receber quaisquer valores que venham a se tornar devidos decorrentes do contrato de concessão;

(n) Carta de fiança bancária; (o) Fiança da Eletrobras, Penhor dos Direitos Emergentes da Concessão e Penhor dos Direitos

Creditórios; (p) Penhor dos direitos emergentes do Contrato de Concessão nº 005/2006, penhor de direito de

crédito e penhor de ações ordinárias nominativas de propriedade dos acionistas (contrato em fase de aditamento junto ao BNDES, com distrato do penhor de ações, devido a incorporação da RS Energia pela Eletrosul);

(q) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 031/2010 e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos contratos de conexão;

(r) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 009/2011 e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos contratos de conexão; e

(s) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 030/2010.

Em 31 de dezembro de 2016, além dos covenants financeiros, todas as cláusulas restritivas (vide notas nº 21.9) estabelecidas nos contratos de financiamento foram cumpridas pela Companhia.

100


21.9 GARANTIAS DA COMPANHIA PARA EMPREENDIMENTOS CONTROLADOS E/OU CONTROLADOS EM CONJUNTO

A Eletrosul participa na qualidade de interveniente garantidora de empreendimentos de SPEs cujos montantes garantidos, projeções e valores já pagos estão demonstrados no quadro abaixo:

2017 2018 2019

2005Linha de transmissão (S. Santiago (PR)-Ivaiporã-Cascavel (PR)) - 525 kV

BRDE SC-17.265Uirapuru Transmissora de Energia S/A

75,00% 50.348 14.378 7.377 1.462 - 15/03/2019

2015

Ampliação do Sistema Sul de Transmissão (E Itajaí - Ampl. E, SE Nova Santa Rita - Ampl. F, SE Joinville Norte - Ampl. C, SE Tapera 2 - Ampl. B e LT Camboriú - Florianópolis)

BNDES 14.2.0855.1 (a)

Projeto corporativo 100,00% 29.074 27.153 25.382 23.545 21.666 02/03/2017

2015 Interligação Brasil X UruguaiBNDES 14.2.1025.1 (a) Projeto corporativo 100,00% 21.827 20.384 19.055 17.676 16.265 02/03/2017

(a) Garantia por meio de Fiança Bancária contratada com o Banco ABC Brasil S.A.

Valor do financiamento (quota parte da

Controlada)

Saldo devedor em 31.12.2016 total do

financiamento

Projeção de saldo devedor - fim do exercício

Data do término da

garantiaAno Empreendimento

Banco financiador

% de Participação

Nome da SPE

21.10 CONDIÇÕES RESTRITIVAS (COVENANTS)

As principais condições restritivas dos contratos de financiamentos e empréstimos são apresentadas a seguir:

Instituição financeira Contrato Saldo

devedor Condições restritivas (Covenants) Condição atendida?

Banco do Brasil 21/00406-4 138.534 a) Conta reserva de 3 meses; b) Manter o índice financeiro LAJIDA/Despesa Financeira Liquida maior que 1,3. Sim

Banco do Brasil 40/00508-9 33.468 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). Sim

Banco do Brasil 40/00509-7 33.423 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). SimBanco do Brasil 40/00510-0 33.423 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). Sim

Banco do Brasil 312.500.823 195.696

Liquidação antecipada no caso de inadimplência com o Banco do Brasil S/A, e/ou mercado Financeiro, e/ou no caso de ação judicial que ponha em risco a solvência e/ou liquidez da empresa. Vencimento antecipado devido praticar Atos de fusão, cisão e/ou incorporação, venda de ativos e/ou participações societária sem a anuência prévia do Banco do Brasil S/A.

Sim

Banco do Brasil e BRDE*

20/00039-1 11.711 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. Sim

BB e BNDES* 20/00039-1 11.741 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. SimBNDES 07.2.1061.1 127.838 Conta reserva de três meses. Sim

BNDES 12.2.0005.1 10.565 Conta reserva de três meses. SimBNDES 10.2.1860.1 173.333 Conta reserva de três meses. SimBNDES* 06.20057.1 23.551 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. Sim

BNDES* 08.2.1026.1 24.590 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. Sim

BNDES 08.2.0988-1 138.514 a) Conta reserva de 3 meses; b) Manter o índice financeiro LAJIDA/Despesa Financeira Liquida maior que 1,3.

Sim

BNDES 07.2.0663.1 54.213 Conta reserva de três meses. Sim

BNDES 12.2.0004.1 31.328 Conta reserva de três meses. SimBNDES 05.2.0501.1 27.545 Conta reserva de três meses. SimBNDES 12.2.0060.1 7.670 Conta reserva de três meses. Sim

BNDES 12.2.1451.1 7.941 Conta reserva de três meses. Sim

BNDES BNDES

14.2.0855.1 27.153

a) Apresentar Fiança Bancária com prazo de no mínimo 2 anos como garantia da operação e apresentar a renovação da Fiança Bancária com 60 dias de antecedência ao vencimento da Carta de Fiança Bancária vigente, sob pena de vencimento antecipado.

Sim

BNDES BNDES

14.2.1025.1 20.384 a) Apresentar Fiança Bancária com prazo de no mínimo 2 anos como garantia da operação e apresentar a renovação da Fiança Bancária com 60 dias de antecedência ao vencimento da Carta de Fiança Bancária vigente, sob pena de vencimento antecipado.

Sim

CEF 20 1011 763

0000001/34 212.844

a) Manter a CEF mensalmente informada sobre o status do Empreendimento Eól ico Livramento Entorno II, e a expectativa da entrada em operação do empreendimento;b) Manutenção da CEF como domicílio bancário dos recebíveis do empreendimento descrito no item "a" anterior;c) O fluxo de recebíveis deverá passar pela Conta de Garantia de livre movimentação na Agência Universitária/SCX - Ag. 1011-1, durante a vigência de toda a operação.

Sim

KfW/Eletrobras ECR-281/2008 45.709 Procuração outorgada pela Eletrosul por instrumento público para a Eletrobras para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos.

Sim

KfW/Eletrobras ECR-283/2013 157.988 Procuração outorgada pela Eletrosul por instrumento público para a Eletrobras para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos.

Sim

BB/BNDES/FINAME 40/00599-2 3.430 a) Manter, como garantia, registro de créditos a receber em Cobrança Bancária no Banco do Brasil, equivalente a no mínimo 125% do Valor do Contrato.

Sim

BB/BNDES/FINAME 40/00600-X 1.147 a) Manter, como garantia, registro de créditos a receber em Cobrança Bancária no Banco do Brasil, equivalente a no mínimo 125% do Valor do Contrato.

Sim

Total 1.553.739

101


* Contratos referem-se à implantação e expansão da Linha de Transmissão 525 kV Campos Novos – Blumenau, incorporada pela Companhia em 30 de abril de 2010. A cláusula do ICSD aplica-se tão somente a empreendimentos estruturados na forma de Project Finance, diante disso, a Companhia já providenciou junto aos agentes financiadores a correção da referida cláusula.

NOTA 22 – NOTAS PROMISSÓRIAS

Em 7 de março de 2016, a Companhia realizou a emissão de notas promissórias comerciais, em série única, composta por 500 (quinhentas) notas promissórias comerciais, no valor nominal unitário de R$ 500 mil, perfazendo o valor total de R$ 250.000 mil, com vencimento em 2 de março de 2017, remuneradas a 100% da variação acumulada das taxas médias diárias do DI + spread de 3,5% a.a. Estas foram objeto de oferta pública de distribuição com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nº 476, de 16 de janeiro de 2009, e nº 134, de 1º de novembro de 1990.

Notas Promissórias

Data de emissão Vencimento

Tipo de emissão

Quantidade de títulos

Valor unitário

Encargos financeiros 31.12.2016

Série única 2ª Emissão 07.03.2016 02.03.2017

Oferta Pública 500 500

100% DI + spread de 3,5% a.a . 285.310

285.310

A movimentação e saldo das notas promissórias estão apresentados a seguir:

Encargos Principal Subtotal Comissão Total

Saldos em 31.12.2014 - - - - -

Valor de emissão - 200.000 200.000 - 200.000

Provisão de encargos 9.460 - 9.460 - 9.460

Comissões - - - (3.873) (3.873)

Transferência despesa antecipada - - - 2.988 2.988

Amortizações de comissão - - - 560 560

Saldos em 31.12.2015 9.460 200.000 209.460 (325) 209.135

Valor de emissão - 250.000 250.000 - 250.000

Provisão de encargos 41.942 - 41.942 - 41.942

Comissões - - - (6.918) (6.918)

Amortizações de comissão - - - 6.071 6.071

Amortizações/pagamentos (14.920) (200.000) (214.920) - (214.920)

Saldos em 31.12.2016 36.482 250.000 286.482 (1.172) 285.310

Circulante

22.1 GARANTIAS DAS NOTAS PROMISSÓRIAS

As notas promissórias da Companhia estão garantidas conforme abaixo:

a) Garantia de aval: avalista Centrais Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRAS; b) Garantia de Cessão Fiduciária dos seguintes bens e direitos:

- Todos e quaisquer direitos relacionados ao contrato de concessão nº 57/2001; - Todos e quaisquer direitos dos CPST e dos CUST provenientes da prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica;

102


- O direito de receber indenizações e pagamento dos seguros contratados no âmbito da Concessão nº 057/2001; - Todos os direitos detidos, e a serem detidos pela empresa Emissora contra o Banco Depositário como resultante dos valores depositados na Conta Centralizadora.

22.2 CONDIÇÕS RESTRITIVAS (COVENANTS)

Os principais Covenants relativo às notas promissórias estão demonstrados a seguir:

a) Cessão Fiduciária de todos e quaisquer direitos, presentes e/ou futuros, decorrentes, relacionados e/ou emergentes do “Contrato de Concessão n.º 057/2001-ANEEL”.

Principais Covenants incidentes sobre os direitos emergentes do Contrato de Concessão nº 057/2001-ANEEL: b) Não celebrar qualquer negócio jurídico destinado à transferência, alienação, cessão, imposição

de ônus, gravames, direitos reais de garantia e/ou à limitação, sob qualquer forma, da propriedade, titularidade, posse e/ou controle dos Direitos Cedidos;

c) Manter os Direitos Cedidos em sua posse mansa e pacífica, livres e desembaraçados de quaisquer ônus e de quaisquer ações de arresto, sequestro ou penhora;

d) Cumprir todas as instruções por escrito emanadas do cessionário para excussão da cessão fiduciária, quando o cessionário declarar vencimento antecipado ou ocorra o vencimento final sem que as obrigações garantidas tenham sido quitadas;

e) Pagar, antes da incidência de qualquer multa, penalidades, juros ou despesas, todos os tributos e contribuições incidentes sobre os Direitos Cedidos pelos quais for responsável tributário;

f) Cumprir todas as instruções por escrito emanadas do Cessionário para a devida regularização nos termos da Cártula e, consequentemente, deste contrato, quando ocorrer um evento de inadimplemento.

g) Cumprir, mediante o recebimento de comunicação escrita enviada pelo Cessionário na qual o Cessionário declare que ocorreu um Evento de Inadimplemento, todas as instruções por escrito emanadas do Cessionário para a devida regularização, nos termos da Cártula e, consequentemente, deste Contrato;

h) Não alterar ou encerrar a Conta Centralizadora ou permitir que seja alterado qualquer termo ou condição dos respectivos contratos de abertura de conta corrente ou de investimento.

i) Cumprir o Índice Financeiro composto pela razão do EBITDA e a Despesa Financeira Líquida: mínimo de 1,3.

Em 31 de dezembro de 2016 a Companhia atendia a todas as condições restritivas relativas às notas promissórias.

103


NOTA 23 – TRIBUTOS A RECOLHER

A composição de saldos de tributos a recolher é apresentada como segue:

2016 2015

Passivo circulantePIS 1.524 1.069

Cofins 7.017 6.527

Parcelamento especial (PAES) 14.001 34.273

Encargos sociais 9.108 8.526

Tributos retidos na fonte 3.285 3.695

ICMS 343 144

Outros tributos e contribuições 2.311 4.045 37.589 58.279

Passivo não circulante

Encargos sociais(a) - 15.847

Parcelamento especial (PAES) - 13.436 - 29.283

37.589 87.562

(a) O montante na rubrica “Encargos sociais”, em 2015, no passivo não circulante refere-se a INSS calculado sobre 1/3 de férias e auxilio doença, objeto de ação judicial, e para os quais a Companhia vem realizando depósitos judiciais. O saldo foi transferido em 2016 para a rubrica provisões para riscos.

A movimentação dos valores devidos ao PAES é demonstrada como segue:

2016 2015

Saldo inicial do exercício 47.709 79.214

Atualização monetária 1.323 2.206 Pagamentos efetuados (35.031) (33.711)

Saldo final do exercício 14.001 47.709


Não circulante - 13.436

NOTA 24 – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

24.1 REMUNERAÇÃO DO PESSOAL-CHAVE DA ADMINISTRAÇÃO

A maior e menor remuneração paga aos empregados, de acordo com a política salarial praticada pela Companhia, tomando-se por base a realizada no mês de dezembro de 2016, foi de R$ 65.867,49 e de R$ 3.630,93, respectivamente. Esses valores incluem os salários, gratificações e anuênios. O maior honorário atribuído a diretor, tomando-se por base o mesmo mês, foi de R$ 63.577,81 e o menor honorário foi de R$ 40.826,20.

104


O pessoal-chave da administração inclui os diretores e conselheiros. Conforme orienta o CPC 05 (R1), o total da remuneração e dos benefícios atribuídos ao pessoal-chave da administração está demonstrado a seguir:

Diretores Conselheiros Diretores Conselheiros

Remuneração e benefícios 3.846 272 2.903 283

Encargos sociais e outros 1.076 51 641 56 Total 4.922 323 3.544 339

2016 2015

A Companhia conta com contingente de 1.344 empregados efetivos e 340 anistiados em conformidade com a Lei nº 8.878/94. Os anistiados estão cedidos para órgãos ou entidades da Administração Pública Federal, em cumprimento aos procedimentos legais adotados pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão.

24.2. OUTRAS TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

As principais operações com partes relacionadas são as seguintes:

Contratos de compra e venda de energia elétrica - A Companhia possui contratos de compra e venda de energia elétrica com partes relacionadas nos termos de CCVE – Contratos de compra e venda de energia elétrica, CCEAR – Contratos de compra e venda de energia no ambiente regulado, CUST – Contratos de uso do sistema de transmissão e CUSD – Contratos de uso do sistema de distribuição.

Contratos de prestação de serviço - Os contratos mantidos com partes relacionadas referem-se a fornecimento de serviços de comunicação multimídia (SCM), serviços de operação e manutenção de linhas de transmissão e de subestações, serviços de engenharia e projetos.

Contratos de empréstimos e financiamentos - A Companhia possui contratos de financiamentos e empréstimos firmados com a Eletrobras (acionista controlador). O detalhamento das operações e taxas de juros são apresentados na nota nº 21. Renegociação de créditos de energia – A Companhia detém créditos junto a União Federal relativo a créditos de energia renegociados (Lei nº 8.727/93), conforme demonstrado na nota nº 11. Participações Societárias - As informações sobre a participação acionária da Companhia em empresas controladas e controladas em conjunto estão apresentadas na nota nº 16.

105


Os saldos e transações com partes relacionadas são como segue:

Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Controladores

Crédi tos indenizatórios - Lei 12.783/13 - - - - - 26.795 Crédi tos de energia renegociados (nota 11) 762.306 - 135.048 652.592 - 131.841

762.306 - 135.048 652.592 - 158.636

Outros créditos 1.891 - - 15.556 - - Financiamentos e empréstimos - 2.296.051 - - 2.140.737 - Outros passivos - 636 - - 532 -

Dividendos a pagar - 89.752 - - 38.649 -

Receita da prestação de serviço - - 299 - - 260 Serviços de terceiros - - - - - (426) Atua lização pela SELIC dos dividendos - - (5.418) - - (4.527) Encargos de dívidas - - (238.046) - - (197.132) Variação monetária - - (13.263) - - (156.594)

1.891 2.386.439 (256.428) 15.556 2.179.918 (358.419) Partes relacionadas

Clientes 720 - - 341 - - Outros créditos 31 - - 5 - - Fornecedores - 44 - - 80 - Receita de transmissão - - 3.888 - - 3.289 Serviços de terceiros - - - - - (307)

751 44 3.888 346 80 2.982

Outros créditos 2 - - - - - 2 - - - - -

Clientes 447 - - 335 - - Outros créditos 3 - - 1 - - Receita de transmissão - - 1.801 - - 1.996 Receita de geração - - 1.577 - - 1.200

450 - 3.378 336 - 3.196

Clientes 1.776 - - 1.745 - - Outros créditos - - - 3 - - Receita de transmissão - - 7.056 - - 8.475 Receita de geração - - 10.504 - - 8.303

1.776 - 17.560 1.748 - 16.778

Clientes 2.148 - - 1.282 - - Outros créditos 3 - - 20 - - Receita de transmissão - - 2.758 - - 2.412 Receita de geração - - 9.443 - - 8.762

2.151 - 12.201 1.302 - 11.174 Continua

Eletrobras

20152016

União (Governo Federal)

Amazonas Distribuidora

Boa Vista Energia

CEAL

CELG Distribuição

CEPISA

106


Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Partes relacionadas (continuação)

Clientes 227 - - 233 - - Outros créditos 45 - - 24 - - Fornecedores - 43 - - - - Receita de transmissão - - 2.179 - - 3.360 Receita de geração - - 799 - - - Serviços de terceiros - - - - - (16)

272 43 2.978 257 - 3.344

Clientes 323 - - 315 - - Outros créditos 603 - - 540 - - Fornecedores - 70 - - - - Receita de transmissão - - 2.862 - - 2.689

926 70 2.862 855 - 2.689

Clientes 3.821 - - 3.897 - - Fornecedores - 125 - - 118 - Receita de transmissão - - 45.731 - - 48.946 EUST - Encargo uso sistema transmissão - - (960) - - (812)

3.821 125 44.771 3.897 118 48.134

Clientes 2.031 - - 1.616 - - Compra de energia - 7.685 - - 2.356 - Receita de transmissão - - 16.286 - - 8.656 Energia comprada para revenda - - (64.429) - - (18.538)

2.031 7.685 (48.143) 1.616 2.356 (9.882)

Receita de transmissão - - 16 - - 35 - - 16 - - 35

Clientes 3.210 - - 3.124 - - Títulos a receber 66.611 - - 324.162 - - Outros créditos 2.410 - - 6.217 - - Fornecedores - 519 - - 480 - Receita de transmissão - - 37.318 - - 38.998 Receita de prestação de serviços - - - - - 222 Atualização créditos alienação ativos - - 25.304 - - 21.797 Desconto concedido - - (25.937) - - (5.172) EUST - Encargo uso sistema transmissão - - (909) - - (787) Serviços de terceiros - - - - - (1.185)

72.231 519 35.776 333.503 480 53.873

Clientes 559 - - 545 - - Outros créditos - - - 4 - - Receita de transmissão - - 6.535 - - 6.263 Outras receitas - - - - - 1

559 - 6.535 549 - 6.264

Clientes 4.611 - - - - - Fornecedores - 424 - - - - Compra de energia - 17.206 - - 20.886 - Receita de transmissão - - 48.206 - - 36.361 Receita de prestação de serviços - - - - - 1.202 Energia comprada para revenda - - (203.145) - - (222.740)

4.611 17.630 (154.939) - 20.886 (185.177)

Clientes 2.757 - - 2.682 - - Outros créditos - - - 4 - - Fornecedores - 331 - - 184 - Receita de transmissão - - 32.137 - - 31.902 Outras receitas - - - - - 18 EUST - Encargo uso sistema transmissão - - (1.144) - - (946) Serviços de terceiros - - (14) - - (454)

2.757 331 30.979 2.686 184 30.520 Continua

Energia Sustentável do Brasil

Eletroacre

Eletronorte(1)

Eletronuclear

Furnas

Companhia Hidrelétrica Teles Pires

2016 2015

CERON

CGTEE

Chesf

(1

) (1) Compõe saldos referentes à alienação da participação acionária na empresa Norte Brasil Transmissora de Energia S/A, das quotas de capital detidas na empresa Construtora Integração Ltda. e dos ativos da Concessão ANEEL nº 010/2009.

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Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Contro ladas

Clientes 2 - - 7 - - Créditos por serviços prestados a terceiros - - - 31 - - Outros créditos 1 - - 1 - - Adiantamento para futuro aumento de capital 2.106 - - 45.072 - - Compra de energia - 256 - - - - Receita de transmissão - - 40 - - 24 Receita de geração - - 9 - - - Receita de prestação de serviços - - 236 - - 152 Rendimentos de aluguel - - 7 - - 4 Energia comprada para revenda - - (3.010) - - -

2.109 256 (2.718) 45.111 - 180

Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 2.900 - - - - - 2.900 - -


10.966 793 (8.653) 169.692 - 416


7.846 857 (9.420) 172.657 - 379


2.380 734 (7.917) 145.930 - 377

Adiantamento para futuro aumento de capital 5.520 - - 4.000 - - 5.520 - - 4.000 - -

Outros créditos 6.065 - - 5.810 - - Dividendos 2.507 - - 2.288 - - Fornecedores - 3 - - 3 - Receita de prestação de serviços - - 2.673 - - 2.539 Rendimentos de aluguel - - 43 - - 39 Receitas financeiras - - 835 - - - EUST - Encargo uso sistema transmissão - - (35) - - (31)

8.572 3 3.516 8.098 3 2.547 Continua

Coxilha Seca

Hermenegi ldo I

Hermenegi ldo III

2016

Paraíso

2015

Hermenegi ldo II

Uirapuru

Chuí IX

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NOTA 25 – PROVISÕES PARA RISCOS E CONTINGÊNCIAS

A Companhia e suas controladas estão expostas a certos riscos, representados por processos tributários e por reclamações trabalhistas e cíveis na esfera judicial com vários estágios de julgamento. A classificação dos processos é realizada de acordo com as expectativas de perda como provável, possível ou remota.

25.1 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO PROVÁVEL, PROVISIONADOS.

A composição das provisões para contingências provisionadas está assim demonstrada:

2016 2015Passivo não circulante

Trabalhistas 39.262 32.579 Cíveis 59.049 54.756

Ambientais 273 4.991 Tributárias 43.782 1.210

142.366 93.536

A rubrica contingências tributárias contempla basicamente:

PIS e COFINS sobre as receitas financeiras

Por meio do Decreto nº 8.426/2015, a União reestabeleceu a partir de 1º de julho de 2015 a incidência da cobrança de PIS e COFINS sobre as receitas financeiras auferidas, mediante alteração das alíquotas, respectivamente em 0,65% e 4%, revogando as alíquotas reduzidas “a zero” que vigiam pelo Decreto nº 5.442/2005. Incidentes os tributos sobre as receitas financeiras auferidas e sujeitas ao regime de não-cumulatividade a partir de agosto de 2015, a Companhia provisionou a contingência no montante de R$ 22.620 mil até dezembro de 2016, e, demandará medida judicial por ilegalidade e inconstitucionalidade do ato de exação.

Contribuições Previdenciárias

A Companhia ajuizou ação declaratória de inexistência de relação jurídico-tributária c/c pedido de repetição de indébito nº 50006441720124047200 que tem por objeto excluir da base de cálculo da contribuição previdenciária as parcelas referentes à gratificação de férias e aos primeiros quinze dias do auxílio doença, bem como a restituição dos últimos cinco anos. Desde o ajuizamento da ação está sendo feito o depósito judicial das parcelas controversas, com o intuito de suspender a exigibilidade do crédito tributário. A sentença foi procedente tendo sido confirmada em segundo grau, estando agora o processo sobrestado aguardando julgamento do recurso repetitivo no STJ e STF.

Adicionalmente foi ajuizada a ação declaratória de inexistência de relação jurídico-tributária c/c pedido de repetição de indébito e de tutela antecipada nº 50132472020154047200 visando a restituição dos valores indevidamente recolhidos da contribuição SAT/RAT e de terceiros (SENAI, SESI, SEBRAE, FNDE, INCRA) incidente sobre a gratificação de férias e sobre os primeiros quinze dias que antecedem o auxílio-doença e o auxílio-acidente, alcançando os tributos recolhidos até 5 (cinco) anos atrás. Também nesse processo está sendo feito o depósito judicial das parcelas controversas a fim de suspender a exigibilidade do crédito tributário. A sentença foi procedente, tendo sido confirmada em

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segundo grau, sendo que o processo está concluso, aguardando julgamento dos embargos de declaração opostos pela Fazenda Pública. A Companhia provisionou a contingência no montante de R$ 20.063 mil.

As movimentações das provisões no ano de 2016 e 2015 estão demonstradas a seguir:

Saldos em 31.12.2014 74.933

Adições 15.501 Baixas (3.205) Atualização monetária 7.280

Reclassificação de dep. judiciais do Ativo (973)

Saldos em 31.12.2015 93.536

Adições 87.113 Baixas (18.745) Atualização monetária 6.383

Reclassificação de dep. judiciais do Ativo (25.921) Saldos em 31.12.2016 142.366

A Companhia compensa na rubrica de “provisões para riscos” os valores dos depósitos judiciais vinculados com os processos que estão em fase de execução de sentença ou aguardando liberação de alvarás. Os depósitos judiciais vinculados com os processos que estão na fase de instrução são evidenciados no ativo não circulante.

25.2 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO POSSÍVEL, NÃO PROVISIONADOS

A Companhia possui ainda ações não provisionadas com risco de perda possível, conforme distribuição a seguir:

Contingências 2016 2015Cíveis 358.597 285.458

Trabalhistas 40.298 28.734

Ambientais 137 6.744

Tributárias 16.062 1.743 Total 415.094 322.679

Do valor de R$ 358.597 mil do risco de perda possível em contingências cíveis, R$ 53.646 mil refere-se à ação de prestação de contas e ação anulatória de ato administrativo, ambas ajuizadas pela Energ Power, empresa contratada para o fornecimento de equipamentos para Usina Passo São João. As ações pretendem, principalmente, obter legitimidade de contas apresentadas pela fornecedora e anular a rescisão de contrato, efetuada pela Eletrosul, de forma unilateral. R$ 220.730 mil refere-se à participação de 49% do valor das ações possíveis de perda do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul – CECS, no montante de R$ 450.469 mil, cuja principal discussão de risco possível diz respeito à ação de indenização de autoria da Mineradora Tibagiana Ltda. A mineradora alega ser detentora de decreto de Lavra expedido pelo Departamento Nacional de Produção Mineral – DNPM e afirma que a concessão de Lavra obtida tornou legitima a posse e domínio de área na região do entorno do Rio Tibagi. A indenização pleiteada refere-se a supostos prejuízos nas atividades da mineradora em função das obras de construção da Usina.

Com relação às contingências tributárias, basicamente referem-se a impostos sobre serviços (ISS):

a) Município de Florianópolis (SC)

Em junho de 2008 e abril de 2009, o município de Florianópolis expediu autos infracionais, relativos aos períodos de 2006 a 2009, com fundamento de que a Companhia deixara de oferecer à tributação o

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ISSQN incidente sobre a construção da Subestação Desterro e a implantação da Linha de Transmissão Submarina de 230 kV, que conecta a parte insular de Florianópolis com o município de Palhoça. A discussão se concentra na incidência do tributo municipal sobre as aquisições realizadas no âmbito do ICMS, haja vista que a arrecadação conceituara que os bens adquiridos diretamente pela Eletrosul, ainda que com a incidência do tributo estadual, seriam insumos da prestação de serviços da construção civil, de forma que em outubro de 2009 e junho de 2010, tempestivamente, a Companhia impugnou os lançamentos fiscais requerendo nulidade e insubsistência.

Após as diversas fases de impugnação, quanto às cobranças do município, em agosto de 2015 a Companhia conheceu da irrecorribilidade administrativa conforme expediente do Conselho Municipal de Contribuintes, pelo que em outubro de 2015 interpôs ação anulatória na 3ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de Florianópolis (SC), Poder Judiciário de Santa Catarina, obtendo a concessão de tutela pelo Tribunal de Justiça do Estado, através de agravo, mantendo a regularidade fiscal da Companhia.

Em 29 de agosto de 2016 o juízo monocrático sentenciou desfavoravelmente à Companhia, pelo que se interpôs recurso e em 11 de dezembro de 2016 obteve-se nova tutela do Tribunal de Justiça do Estado, em sede de liminar, em que se suspendeu a eficácia da decisão primária, permanecendo para a Eletrosul a sua regularidade fiscal, a suspensão temporária da exigibilidade do crédito tributário pela arrecadação municipal, e, aguarda julgamento colegiado da instância.

Consubstanciada em opinião jurídica interna, a qual atribui grau de risco possível à perda, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil desses tributos, cuja importância atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 1,4 milhões.

b) Município de Água Clara (MS)

No decorrer do exercício, o município de Água Clara (MS) expediu autos de infração, relativos ao período de 2009 a 2014, com fundamento de que a Companhia deixara de oferecer à tributação o ISSQN incidente sobre o serviço de construção civil da Usina Hidrelétrica de São Domingos, de forma que a Companhia, tempestivamente, impugnou todos os lançamentos fiscais requerendo sua nulidade e insubsistência. A discussão se concentra na incidência do tributo municipal sobre os serviços prestados de construção civil e realizados no território do município vizinho, Ribas do Rio Pardo, em detrimento do princípio da territorialidade, em desconsideração a efetivação do fato gerador.

Após as diversas fases de impugnação, quanto às cobranças do município, em outubro de 2015 a Companhia conheceu da irrecorribilidade administrativa conforme expediente municipal, pelo que interpôs ação anulatória em 9 de agosto de 2016 perante a 3ª Vara da Fazenda Pública da Comarca da Capital – Florianópolis (SC), visando à manutenção da regularidade fiscal e a suspensão da exigibilidade do crédito tributário, bem como o cancelamento das exações decorrentes dos lançamentos tributários, e, aguarda manifestação do município exator e julgamento na respectiva instância.

Consubstanciada em opinião jurídica interna, a qual atribui grau de risco possível à perda, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil desses tributos, cuja importância atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 15 milhões.

25.3 ASPECTOS TRIBUTÁRIOS DA LEI Nº 12.783/2013

A medida provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, dispôs que, a critério da União, poderia ser prorrogada a exploração da concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica. Em aceite às condições impostas pelo poder concedente, a Companhia e a União pactuaram, em 4 de dezembro de 2012, a prorrogação da vigência do contrato de concessão nº 057/2001, mediante definição acerca do pagamento a realizar para a Eletrosul quanto à indenização dos ativos não amortizados, indenização essa advinda dos recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), recursos esses destinados por Lei ao custeio da reversão de bens no encerramento e encampação das concessões do setor elétrico, bem quanto ao valor das novas tarifas advindas da prorrogação do contrato de concessão.

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Decorrente do processo indenizatório, de interesse da Receita Federal do Brasil, noticiou-se, ao mercado a possibilidade de exação fiscal federal, pelo que, em 10 de setembro de 2013, a Companhia protocolou consulta, solucionada em 16 de junho de 2014 (Solução de Consulta nº 7005 SRRF07/Disit), saneada com entendimento divergente da opinião dos advogados internos, externos e da Administração da Companhia, a Receita Federal compreende que a indenização deva ser computada tanto na apuração do Imposto de Renda, como na determinação da base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido.

Inconformada com o entendimento do órgão de arrecadação da União, em 10 de julho de 2014, a Companhia e sua Administração, consubstanciadas na opinião dos seus advogados internos e externos, considera que o recurso monetário oriundo da reversão dos bens à União tem natureza jurídica indenizatória, face à recomposição patrimonial, de maneira que protocolou medida judicial perante a Vara Federal da Subseção Judiciária de Florianópolis/SC, objetivando firmar interpretação quanto e que as referidas indenizações encontrar-se-iam fora do campo de incidência de Imposto de Renda e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido, pelo que aguarda, desde 4 de março de 2015, por decisão colegiada da 1ª Turma do Tribunal Regional Federal da 4ª Região ao recurso de apelação da Companhia.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco possível à perda, inclusive em âmbito judicial, a Companhia opta por não constituir provisionamento do valor dos tributos.

25.4 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO REMOTO, NÃO PROVISIONADOS

A Companhia encontra-se em litígio administrativo/judicial fiscal com a Receita Federal do Brasil pelos seguintes fatos:

Lei 8.727/93 – créditos renegociados com a União – imposto de renda da pessoa jurídica/contribuição social sobre o lucro líquido

Em 17 de dezembro de 2010, a Receita Federal do Brasil expediu auto de infração, relativo ao período de 2005 a 2009, firmando a improcedência legal da sistemática de diferimento do recolhimento dos tributos incidentes sobre a diferença não recebida dos créditos renegociados com a União. Além de reclamar crédito tributário sobre valores não recebidos em regime de competência desta Companhia, também desconsiderou os pagamentos tributários realizados no período da exação, bem como desconsiderou seu procedimento fiscal realizado em 2001 sobre tais circunstâncias tributárias, oportunidade em que sequer manifestou-se em contrário ao procedimento, homologando tacitamente tal comportamento, de forma que esta Companhia em 18 de janeiro de 2011 impugnou o lançamento fiscal requerendo a nulidade e insubsistência do auto incidente sobre as receitas financeiras não percebidas e decorrentes do parcelamento da Lei nº 8.727/1993.

Em 28 de junho de 2011 a contestação desta Companhia foi denegada pela Receita Federal do Brasil, sendo que em 2 de setembro de 2011, ainda em ambiente administrativo, se interpôs, tempestivamente, recurso voluntário ao Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF, cujo julgamento em 8 de maio de 2013 proveu parcialmente a reclamação da Companhia, de forma que a Fazenda Nacional interpôs recurso especial em 27 de setembro de 2013, pelo que aguarda sua admissibilidade, para que posteriormente seja intimada esta Eletrosul quanto ao teor da decisão última do órgão colegiado fiscal federal.

Com o advento da denegação administrativa do CARF, em julho de 2015 a Companhia interpôs recurso especial, o qual não fora admitido em agosto de 2015 por ausência de paradigma, consecutivamente, por intermédio de recurso à Justiça Federal em outubro de 2015 a Companhia conheceu do indeferimento ao pleito, pelo que aguardava manifestação da proposição de embargos à decisão judicial, ao tempo que apresentou, em dezembro de 2015, ação cautelar à 4ª Vara de Florianópolis (SC) da Justiça Federal em Santa Catarina, obtendo a permanência da sua regularidade fiscal da Companhia.

Porém, em decorrência dos termos de desfavorecimento do julgamento administrativo para a Companhia, em meados de fevereiro de 2016 a Receita Federal do Brasil expediu notificação de

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cobrança e a inscrição em dívida ativa dos valores autuados, pelo que a Companhia em 8 de março de 2016 interpôs, de forma preventa ao juízo da 4ª Vara Federal, ação anulatória, obtendo deferimento em 16 de março de 2016, em âmbito de liminar, à manutenção da regularidade fiscal, a não inscrição em CADIN e a suspensão da exigibilidade do crédito tributário pela arrecadação federal, e, aguarda julgamento na referida instância.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco remoto à perda, inclusive em âmbito judicial, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil do auto de infração ao Balanço, cuja importância atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 522 milhões.

PIS e COFINS – Contratos anteriores a 31/10/2003 – não cumulatividade x cumulatividade

Em 7 de janeiro de 2011, a Receita Federal do Brasil expediu auto de infração, relativo ao período de 2006 a 2007, com fundamento de que a incidência dos tributos sobre as receitas decorrentes dos contratos assinados até 31 de outubro de 2003 devem observar o regime de não cumulatividade, em detrimento do regime de cumulatividade, regime último adotado pela Companhia em consonância com os termos do Art. 10, inciso XI, Art. 15 da Lei nº 10.833/2003, c/c Art. 109 da Lei nº 11.196/2005, e em conformidade ao teor da Nota Técnica nº 224/2006-SFF-ANEEL, de forma que em 7 de fevereiro de 2011 impugnou o lançamento fiscal requerendo sua nulidade e insubsistência.

Em 10 de agosto de 2011 a contestação desta Companhia foi denegada pela Receita Federal do Brasil, sendo que em 17 de outubro de 2011, ainda em ambiente administrativo, se interpôs, tempestivamente, recurso voluntário ao Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF, cujo julgamento em 28 de novembro de 2012 do órgão colegiado federal, em voto de qualidade, desproveu a reclamação da Companhia, pelo que em 8 de março de 2013 esta contribuinte-reclamante opôs embargos de declaração, admitido parcialmente, e que aguarda julgamento.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco remoto à perda, inclusive em âmbito judicial, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil do auto de infração, cuja importância atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 158 milhões.

25.5 CONTINGÊNCIAS ATIVAS

PIS e COFINS sobre a Receita Financeira

Em 9 de novembro de 2005, em sessão plenária, o Supremo Tribunal Federal (STF) julgou inconstitucional, em quatro recursos individuais, o parágrafo 1º do art. 3º da Lei n° 9.718/98, o qual definiu como base de incidência das contribuições ao PIS e à COFINS, a totalidade das receitas auferidas pela pessoa jurídica. O STF entendeu que a citada Lei, quando de sua edição, era incompatível com o texto constitucional então vigente, que previa a incidência das contribuições sociais apenas sobre o faturamento das pessoas jurídicas e não sobre a totalidade das suas receitas. Ocorre que as decisões do STF não foram proferidas em Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADIN), beneficiando apenas e tão somente, as partes envolvidas nos recursos mencionados.

Em razão do exposto, a Companhia ajuizou ação de repetição de indébito relativa ao período de fevereiro de 1999 a julho de 2004, postulando a restituição dos valores pagos a maior em face da proclamada inconstitucionalidade, pleito julgado parcialmente procedente na sentença proferida em 10 de junho de 2010 e que considerou prescritos os recolhimentos do PIS e da COFINS anteriores a 23 de fevereiro de 2001 (cinco anos anteriores ao ajuizamento de protesto interruptivo por parte da Companhia).

A Companhia apelou da decisão e o TRF-4 proferiu decisão em 12 de dezembro de 2012, confirmando parcialmente a sentença de 1º grau e delimitando a restituição ao período de 26 de fevereiro de 2001 a 1 de dezembro de 2002 (PIS) e de 26 de fevereiro de 2001 a 1 de fevereiro de 2004 (COFINS), decisão que provocou a propositura de Recurso Especial (STJ) e Recurso Extraordinário (STF) com vistas a assegurar o recebimento do indébito e/ou compensação dos valores incidentes sobre todo o período

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postulado (fevereiro de 1999 a julho de 2004). O acórdão considerou o entendimento do RE n. 566.621, de 4 de agosto de 2011, com repercussão geral, que entendeu pela aplicação quinquenal retroativa prevista na LC 118/05 apenas para os processos ajuizados após a vacatio legis dessa lei (caso da Eletrosul), afastando assim a aplicação da prescrição decenal postulada, anteriormente aceita pelo STJ e STF.

Em 31 de dezembro 2016, o montante da ação totalizava aproximadamente R$ 129.219 mil. Por apresentar natureza de Ativo Contingente, os valores não estão refletidos nas demonstrações financeiras em virtude da ausência de decisão favorável definitiva.

NOTA 26 – PROGRAMAS DE P&D E DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

2016 2015

Fundo Nac. de Des. Cient. e Tecnológico (FNDCT) 997 1.034 Empresa de Pesquisa Energética (EPE) 499 517 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) 40.276 37.390

Total 41.772 38.941

A Lei nº 9.991/2000 estabelece que as empresas detentoras de concessão para exploração de serviços de energia elétrica são obrigadas a realizar investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), visando o aperfeiçoamento tecnológico da atividade, em montante equivalente a 1% da ROL, sendo 0,40% para Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), 0,40% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e 0,20% destinados à Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

NOTA 27 – CONCESSÕES A PAGAR - USO DE BEM PÚBLICO

A Companhia possui contratos de concessão onerosos com a União para a utilização de bem público para a geração de energia elétrica nas usinas Passo São João, Mauá e São Domingos. As características dos negócios e dos contratos indicam a condição e intenção das partes de executá-los integralmente.

Buscando refletir adequadamente, no patrimônio, a outorga onerosa da concessão e a respectiva obrigação perante a União, os valores das concessões foram registrados no intangível em contrapartida do passivo não circulante.

Os valores identificados nos contratos estão a preços futuros e, portanto, a Companhia ajustou a valor presente esses contratos com base na taxa de desconto apurada na data da obrigação.

A atualização da obrigação em função da taxa de desconto e da variação monetária é capitalizada no ativo durante a construção das usinas e, a partir da data da entrada em operação comercial, reconhecida diretamente no resultado.

Uso de Bem Público 2016 2015Ativo não circulante*

Usina Passo São João 3.458 3.599 Usina Governador Jayme Canet Jún ior (49%) 10.652 11.068 Usina São Domingos 7.935 8.314

22.045 22.981

*Os saldos de UBP no ativo não circulante estão classificados na rubrica intangível (vide nota nº 18).

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Uso de Bem Público 2016 2015 Passivo circulante*

Usina Passo São João 380 355

Usina Governador Jayme Canet Júnior (49%) 1.138 1.064

Usina São Domingos 948 885

2.466 2.304 Passivo não circulante

Usina Passo São João 4.445 3.787

Usina Governador Jayme Canet Júnior (49%) 13.550 11.499 Usina São Domingos 10.243 8.864

28.238 24.150

30.704 26.454

* Os saldos de UBP no passivo circulante estão classificados na rubrica outros passivos.

Os pagamentos da UBP serão realizados em parcelas mensais a partir do início da operação comercial até o final do prazo de concessão e estão assim previstos:

Usinas Período de pagamento

Pagamento anual

Pagamento total

Pagamento anual

Pagamento total

Usina Passo São João 04/2012 a 08/2041 200 5.867 380 9.396

Usina Governador Jayme Canet Júnior * 10/2012 a 07/2042 618 18.386 1 .138 29.216

Usina São Domingos 02/2012 a 12/2037 260 6.717 948 19.979

Valores originais Valores atualizados

*Refere-se à participação de 49% da Eletrosul no Consórcio.

NOTA 28 – PROVISÕES OPERACIONAIS

As provisões operacionais referem-se a compromissos futuros assumidos e ainda não concluídos na data do início da operação comercial dos empreendimentos. Nos projetos em operação comercial, os valores foram capitalizados no início da operação comercial dos empreendimentos.

A composição de saldos de provisões operacionais é apresentada a seguir:

2016 2015

Provisões operacionais da atividade de geração 50.662 105.399 Provisões operacionais da atividade de transmissão 16.529 13.778

67.191 119.177



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NOTA 29 – OBRIGAÇÕES VINCULADAS À CONCESSÃO

As Obrigações Vinculadas à Concessão representam os bens recebidos através de contratos transferência não onerosa, firmados entre a Eletrosul e outros agentes, decorrentes, basicamente, de seccionamentos de linhas de transmissão da empresa, bem como bens recebidos do ONS. A composição destas obrigações:

Obrigações EspeciaisDepreciação taxa média

anualCusto histórico

Correção monetária

especialReavaliação Total

Em serviço 36.584 - - 36.584 Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 36.580 - - 36.580 Pesquisa e Desenvolvimento 4 - - 4

- -(-) Amortização Acumulada - AIS (3.273) - - (3.273) Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido (3.270) - - (3.270) Pesquisa e Desenvolvimento (3) - - (3)

Total 33.311 - - 33.311

A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

Obrigações EspeciaisSaldo inicial

em 31.12.2015

Adições Baixas Transf. ReavaliaçãoSaldo final em

31.12.2016

Em serviço 15.098 21.486 - - - 36.584 Doações e Subv. a Investimentos no Serviço Concedido 15.094 21.486 - - - 36.580 Pesquisa e Desenvolvimento 4 - - - - 4

(-) Amortização Acumulada - AIS (2.408) (865) - - - (3.273) Doações e Subv. a Investimentos no Serviço Concedido (2.405) (865) - - - (3.270) Pesquisa e Desenvolvimento (3) - - - - (3)

Total 12.690 20.621 - - - 33.311

NOTA 30 – OUTROS PASSIVOS

A composição de saldos de outros passivos é apresentada a seguir:

Não Circulante 2016 2015Partes relacionadas

Passivo a descoberto de investidas (1) 311.009 412.317

Outros passivos (2) 125.075 101.263 436.084 513.580

(1) O saldo de R$ 311.009 mil, constante na rubrica “passivo a descoberto de investidas”, refere-se aos saldos das SPEs Chuí (R$ 105.058 mil), Livramento (R$ 204.968 mil) e Paraíso (R$ 983 mil).

(2) O saldo de R$ 125.075 mil, apresentado na rubrica “outros passivos”, inclui o valor de R$ 94.245 mil referente à remensuração feita pela Eletrobras (fundo RGR) do cálculo de atualização de valores a receber. O montante encontra-se em revisão, em razão de haver divergências entre as partes.

117


NOTA 31 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO

31.1 INVESTIMENTOS EM EMPREENDIMENTOS DE LONGO PRAZO

Os investimentos corporativos e aportes de capital previstos estão com base no Plano de Negócios e Gestão 2017-2021. Não estão previstos no Plano de Negócios novos projetos de investimento após 2021, apenas o necessário para a manutenção da infraestrutura para a geração, basicamente à manutenção das usinas.

2018 2019 2020 2021Inversões financeiras em SPE

Leilão Transmissão 004/2014 - Lote A¹ 84.331 84.331 - - Subtotal 84.331 84.331 - -

Geração 8.000 10.191 10.700 11.218

Manutenção sistema geração 8.000 10.191 10.700 11.218 Transmissão 74.273 85.447 104.517 142.257

Ampliação ST Sul e MS 65.273 75.147 87.017 127.757 Manutenção sistema de transmissão - - 5.000 2.000 Reforços e melhorias 9.000 10.300 12.500 12.500

Infraestrutura 19.766 8.024 7.414 7.715

Subtotal 102.039 103.662 122.631 161.189

Total 186.370 187.993 122.631 161.189

¹ Projeto atua lmente corporativo. A Companhia está em tratativas para captação de sócio com 75%.

31.2 CONTRATOS DE COMPRA DE ENERGIA

A Companhia possui contratos de compra de energia de longo prazo cujas quantidades de energia contratada e valores estão demonstrados a seguir.

Posições compradas 2018 2019 2020 2021 2022 Após 2022

Volume MW 1.292.873,21 1.222.932,29 1.226.282,79 1.222.932,29 1.222.932,29 15.246.789,87 Preço MWh 190,48 197,64 190,61 189,73 183,87 164,92 Total 246.262 249.673 240.274 238.361 229.981 2.518.068

Os valores previstos das posições compradas são relativos aos contratos firmados com as controladas em conjunto Energia Sustentável do Brasil S/A (UHE Jirau) e Teles Pires Participações S/A, por ser a Companhia garantidora junto ao agente financiador, BNDES, da energia não comercializada no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) pelos empreendimentos, proporcionalmente à participação acionária.

31.3 CONTRATOS DE VENDA DE ENERGIA

Posições vendidas 2018 2019 2020 2021 2022 Após 2022

Eletrosul 541.967 437.652 382.605 381.560 381.560 6.314.358 Hermenegildo I 35.250 35.250 35.346 35.250 35.250 359.189 Hermenegildo II 35.314 35.314 35.411 35.314 35.314 352.003 Hermenegildo III 29.467 29.467 29.548 29.467 29.467 291.344 Chuí IX 10.354 10.353 10.383 10.354 10.354 102.630

652.352 548.036 493.293 491.945 491.945 7.419.524

118


31.4 OUTROS COMPROMISSOS DE LONGO PRAZO

2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 Ap ós 2 0 2 2

E n c a rg o s d e u so d o s ist e m a d e d ist r ib u içã o 6 . 4 5 9 6 . 4 5 9 6 . 4 5 9 6 . 4 5 9 6 . 4 5 9 1 1 2 .7 5 0 E n c a rg o s d e u so d o s ist e m a d e tra n s m is sã o 1 4 . 7 6 7 1 4 . 7 6 7 1 4 . 7 6 7 1 4 . 7 6 7 1 4 . 7 6 7 3 1 0 .1 3 0

A rre n d a m e n to d e u so d e s u p e rfí c ie 8 1 3 8 1 3 8 1 3 8 1 3 8 1 3 1 9 .3 3 5 O p e ra ç ã o e m a n u te n ç ã o 1 6 . 8 9 6 1 6 . 8 0 7 1 6 . 8 0 7 1 6 . 8 0 7 1 6 . 8 0 7 1 3 3 .7 8 3 U so d e b e m p ú b lico 2 . 4 6 6 2 . 4 6 6 2 . 4 6 6 2 . 4 6 6 2 . 4 6 6 4 3 .6 1 9

4 1 . 4 0 1 4 1 . 3 1 2 4 1 . 3 1 2 4 1 . 3 1 2 4 1 . 3 1 2 6 1 9 .6 1 7

(a) Contratos de uso do sistema de distribuição e transmissão - A Companhia tem firmados contratos para o uso do sistema de transmissão, distribuição e da rede básica com o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. A vigência desses contratos é equivalente ao prazo das concessões e/ou autorizações.

(b) Contratos de uso de superfície - Para a implantação e exploração dos parques eólicos Cerro Chato I, Cerro Chato II, Cerro Chato III, Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês, a Companhia firmou, com proprietários de terrenos, contratos de arrendamento para o uso da superfície. O prazo desses contratos é equivalente ao prazo das autorizações do poder concedente. Os contratos possuem parcelas fixas e/ou variáveis proporcionais, atualizados pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA, ou pela variação da receita operacional líquida, ou pela variação da receita bruta.

(c) Contratos de operação e manutenção - A Companhia tem firmados contratos para operação e manutenção da Usina Governador Jaime Canet Júnior e das Eólicas Cerro Chato I, Cerro Chato II, Cerro Chato III, Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês. O prazo desses contratos é, exceto o contrato de operação e manutenção da Usina Governador Jaime Canet Júnior, inferior ao prazo de concessão. Os contratos possuem parcelas fixas atualizadas pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA.

(d) Contratos de uso de bem público – A Companhia possui com o poder concedente, contratos de uso de bem público para as Usina Governador Jaime Canet Júnior, Passo São João e São Domingos. O prazo desses contratos é equivalente ao prazo das concessões. Os contratos possuem parcelas fixas, atualizadas pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA ou pelo índice geral de preços do mercado – IGPM.

NOTA 32 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO PREVIDENCIÁRIO E SAÚDE

32.1 PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÕES

A Eletrosul patrocina planos de pensão de contribuição definida e benefício definido junto a Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social (ELOS). A Companhia também mantém outros benefícios pós-emprego como assistência médica, odontológica para empregados aposentados por invalidez e empregados que aderiram ao plano de demissão incentivada.

O plano de contribuição definida Plano CD-ELOS/ELETROSUL é custeado pelo participante e pela patrocinadora, sendo administrado pela Fundação Elos. Uma vez pagas as contribuições mensais, a Eletrosul não tem mais obrigações com o plano de pensão.

O plano de benefício definido Plano BD-ELOS/ELETROSUL é paritário entre patrocinadora e empregados, excetuando-se o ônus decorrente da conversão de aposentadorias especiais em aposentadorias por tempo de serviço.

119


32.2 OBRIGAÇÕES DA PATROCINADORA

As obrigações da patrocinadora para com a Fundação ELOS, incluindo a complementação para cobertura do passivo atuarial e respeitando a paridade contributiva definida no artigo 21 da Lei Complementar nº 109, de 29 de maio de 2001 e no estatuto da Fundação ELOS, bem como as disposições do pronunciamento técnico CPC 33 (R1), foram determinados com base em estudo atuarial e estão a seguir demonstradas:

2015

Circulante Não Circulante

Total Total

Aposentadoria especial - SB 40 1.279 1.423 2.702 2.774 Contribuição suplementar 1.059 7.663 8.722 9.020 Contribuição sobre beneficio da geração atual 1.552 32.188 33.740 32.656

Diferença reserva matemática 226 5.345 5.571 5.385 Subtotal 4.116 46.619 50.735 49.835

Contribuição normal 2.717 - 2.717 2.506 Passivo atuarial - benefício pós emprego (PID)* 2.925 2.781 5.706 6.421

Passivo atuarial - plano recuperação saúde - 6.052 6.052 4.857 Passivo atuarial previdenciário - 216.725 216.725 132.578 Total 9.758 272.177 281.935 196.197

2016

*Saldos reconhecidos no balanço na rubrica “obrigações estimadas”.

O montante de R$ 2.702 mil na rubrica “aposentadoria especial – SB 40” refere-se a ônus decorrente da conversão de aposentadorias especiais em aposentadorias por tempo de serviço concernente aos seus empregados. O término destes compromissos cessa quando o aposentado concluir o tempo de aquisição, sendo o benefício atualizado pelo INPC.

O montante de R$ 8.722 mil na rubrica contribuição suplementar refere-se a reserva matemática contratada – serviço passado, contratado em 1º de abril de 2008, para ser liquidado em 192 parcelas mensais, até dezembro de 2033. Ambos os valores são atualizados pelo INPC + 6% de juros ao ano.

O montante de R$ 33.740 mil na rubrica “contribuição sobre o benefício da geração atual” refere-se a empregados inscritos no plano BD que migraram para o novo plano de contribuição definida – CD. Essa dívida foi contratada em 26 de abril de 2012 para ser liquidada em 240 parcelas mensais, até abril de 2032. O contrato é atualizado pelo INPC + 6% de juros ao ano.

O valor de R$ 5.571 mil na rubrica “diferença reserva matemática” teve contrato assinado em 19 de agosto de 2011 para ser liquidado em 252 parcelas mensais até dezembro de 2033. O contrato é atualizado pelo INPC + 6% de juros ao ano.

120


32.3 PRINCIPAIS PREMISSAS ATUARIAIS E FINANCEIRAS

Os cálculos atuariais, efetuado sob a responsabilidade de atuário independente Mercer Gama, tiveram como premissas básicas no exercício findo em 31 de dezembro de 2016 e 2015:

HIPÓTESES ECONÔMICAS Plano BD Plano CD Saúde Saúde PID

Taxa anual de juros de desconto atuarial 10,98% 11,05% 11,19% 11,41%Taxa anual de juros real de desconto atuarial 5,72% 5,79% 5,93% 6,13%

Taxa anual de inflação projetada 4,97% 4,97% 4,97% 4,97%Projeção de aumento médio de salário 9,02% 9,02% - - Projeção de aumento médio dos benefícios 4,97% 4,97% - -

Expectativa de retorno dos ativos do plano 10,98% 11,05% 11,19% - Fator de incremento de custos da saúde - - 4,43% 2,91%HIPÓTESES ATUARIAIS

Taxa de rotatividade 0,00% 0,00% 0,00% -

Tábua de mortalidade de ativos e inativos AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000Tábua de mortalidade de inválidos AT83 M AT83 M AT83 M - Tábua de invalidez Light Média Light Média Light Média -

% de casados na data de aposentadoria 95% 95% - - Diferença de idade entre homens e mulheres 4 anos 4 anos - -

2016

HIPÓTESES ECONÔMICAS Plano BD Plano CD Saúde Saúde PID

Taxa anual de juros de desconto atuarial 13,23% 13,21% 13,23% 11,98%Taxa anual de juros real de desconto atuarial 7,33% 7,31% 7,33% 6,14%

Taxa anual de inflação projetada 5,50% 5,50% 5,50% 5,50%Projeção de aumento médio de salário 9,57% 9,57% - - Projeção de aumento médio dos benefícios 5,50% 5,50% - -

Expectativa de retorno dos ativos do plano 13,23% 13,21% 13,23% - Fator de incremento de custos da saúde - - 3,47% 3,47%HIPÓTESES ATUARIAIS

Taxa de rotatividade 0,00% 0,00% 0,00% -

Tábua de mortalidade de ativos e inativos AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000Tábua de mortalidade de inválidos AT83 M AT83 M AT83 M - Tábua de invalidez Light Média Light Média Light Média -

% de casados na data de aposentadoria 95% 95% - - Diferença de idade entre homens e mulheres 4 anos 4 anos - -

2015

Taxa de juros de longo prazo

A partir de 2012, a taxa de juros utilizada foi a do mercado dos títulos do governo federal, conforme critério recomendado pelas normas de contabilidade, para prazos similares aos dos fluxos de obrigações do programa de benefícios, no chamado conceito “Duration”. Essas taxas foram respectivamente de 5,72% em 2016 e 7,33% em 2015.

121


32.4 CÁLCULO ATUARIAL DO PROGRAMA DE BENEFÍCIOS

Os valores apurados em laudo atuarial, relativo ao programa, separadamente para os benefícios de aposentadorias e de assistência à saúde, reconhecidos no balanço patrimonial, são os seguintes:

Plano prev. BD

Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

emprego

Plano previd. BD

Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

emprego

Valor presente das obrigações atuariais (1.384.895) (6.052) (5.706) (1.104.232) (4.857) (6.421)

Valor justo dos ativos do plano 1.120.297 - - 924.756 - - Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos

(264.598) (6.052) (5.706) (179.476) (4.857) (6.421)

Passivo atuarial reconhecido no balanço (216.725) (6.052) (5.706) (132.578) (4.857) (6.421)Divida contratada - passivo reconhecido no balanço

(48.033) - - (47.061) - -

2016 2015

As movimentações do valor presente das obrigações atuariais com benefícios pós-emprego para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015 são demonstrados a seguir:

Plano prev. BD

Plano prev. CD risco

Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

emprego

Valor das obrigações atuariais no início do exercício 1.104.232 29.720 4.857 6.421

Custo de serviço corrente 10.140 109 286 -

Juros sobre a obrigação atuarial 140.654 3.755 575 637

Benefícios pagos no exercício (66.014) (3.748) (951) (3.533)

Ganho/perda sobre as obrigações atuariais 195.883 4.584 1.285 2.181

Valor presente das obrigações atuariais final do exercício 1.384.895 34.420 6.052 5.706

Valor justo dos ativos no início do exercício 924.756 82.262 - -

Benefícios pagos durante o exercício (66.014) (3.748) (951) (3.533)

Contribuições de participante vertidas durante o exercício 7.203 1.397 - -

Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 13.386 1.080 951 3.533

Rendimento efetivo dos ativos no exercício 240.966 33.109 - -

Valor justo dos ativos no final do exercício 1.120.297 114.100 - -

2016

Plano prev. BD


Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

empregoValor das obrigações atuariais no início do exercício 1.064.016 28.448 5.688 6.796

Custo de serviço corrente 15.628 124 400 -

Juros sobre a obrigação atuarial 126.498 3.341 649 687

Benefícios pagos no exercício (64.833) (3.413) (964) (2.129)

Ganho/perda sobre as obrigações atuariais (37.077) 1.220 (916) 1.067 Valor presente das obrigações atuariais final do exercício 1.104.232 29.720 4.857 6.421

Valor justo dos ativos no início do exercício 906.982 66.920 - -

Benefícios pagos durante o exercício (64.833) (3.413) (964) (2.129)

Contribuições de participante vertidas durante o exercício 6.828 1.146 - -

Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 15.051 2.046 964 2.129

Rendimento efetivo dos ativos no exercício 60.728 15.563 - -

Valor justo dos ativos no final do exercício 924.756 82.262 - -

2015

122


32.5 ATIVOS GARANTIDORES

Os ativos garantidores do programa de benefícios do Plano BD-ELOS/Eletrosul estão assim compostos:

ATIVOS GARANTIDORES 2016 % 2015 %Limites de alocação*

Renda fixa 936.716 83,7% 762.693 82,4% até 100%Renda variável 125.892 11,2% 111.381 12,0% até 70%Investimentos estruturados 4.218 0,4% 4.226 0,5% até 20%

Imóveis 37.431 3,3% 35.653 3,9% até 8%Empréstimos 32.383 2,9% 26.941 2,9% até 15%Ativo disponível 68.502 6,1% 69.106 7,5% -

Contrib. a receber de patrocinadoras (47.873) -4,3% (46.898) -5,1% -Outros ativos a receber (36.972) -3,3% (38.346) -4,1% -Total 1.120.297 100,0% 924.756 100,0%

* Limites de alocação estabelecidos pelo Conselho Monetário Nacional (CMN), conf. Resolução nº 3.792 de 24/09/2009.

32.6 VALORES RECONHECIDOS COMO RESULTADOS DOS EXERCÍCIOS

Os valores reconhecidos nos resultados estão demonstrados abaixo:

Plano prev. BD


Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

empregoCusto de serviço corrente líquido 2.937 (1.288) 286 -

Custo de juros sobre as obrigações atuariais 140.654 3.755 575 637

Rendimento esperado dos ativos (118.447) (9.536) - -

Juros sobre o efeito do teto do ativo - 5.781 - -

Total 25.144 (1.288) 861 637

Plano prev. BD


Plano rec. saúde

Plano saúde pós-

empregoCusto de serviço corrente 8.800 (1.022) 400 -

Custo de juros sobre as obrigações atuariais 126.498 3.341 649 687

Rendimento esperado dos ativos (108.962) (8.213) - -

Juros sobre o efeito do teto do ativo - 4.872 - - Total 26.336 (1.022) 1.049 687

2016

2015

32.7 VALORES RECONHECIDOS EM OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES

Ganhos (perdas) atuariais reconhecidas em outros resultados abrangentes

2016 2015

Ganhos (perdas) atuariais do exercício:Plano previdenciário - BD (72.388) (8.500)Plano previdenciário - CD risco (971) 1.923

Plano de recuperação de saúde (1.285) (916)Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazo (2.181) 1.067 Total (76.825) (6.426)

123


Outros resultados abrangentes acumulados (líquidos de impostos diferidos)

2016 2015

Plano previdenciário - BD 181.933 129.678

Plano previdenciário - CD risco 1.050 409

Plano de recuperação de saúde 1.013 (5)

Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazo 832 (607)Total 184.828 129.475

32.8 CONTRIBUIÇÕES PATRONAIS ESPERADAS PARA O PRÓXIMO EXERCÍCIO

A Companhia espera contribuir com R$ 20.200 mil com o Plano de Benefício Definido, incluindo as contribuições normais e extraordinárias.

32.9 ANÁLISE DE SENSIBILIDADE

As análises de sensibilidade das principais hipóteses estão apresentadas a seguir:

Plano previdenciário - BDIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25%

Montante do:

Valor presente da obrigação atuarial do plano 1.403.695 1.365.398 1.345.694 1.426.053 1.384.895Valor justo dos ativos do plano 1.120.297 1.120.297 1.120.297 1.120.297 1.120.297Superávit/(déficit) técnico do plano (283.398) (245.101) (225.397) (305.756) (264.598)

Variações

Aumento/redução da obrigação atuarial 1,4% -1,4% -2,8% 3,0% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -

Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 7,1% -7,4% -14,8% 15,6% -

Plano previdenciário - CD riscoIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25%

Montante do:Valor presente da obrigação atuarial do plano 39.926 38.527 33.661 35.213 34.420

Valor justo dos ativos do plano 114.100 114.100 114.100 114.100 114.100Superávit/(déficit) técnico do plano 74.174 75.573 80.439 78.887 79.680

Variações

Aumento/redução da obrigação atuarial 16,0% 11,9% -2,2% 2,3% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% - Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano -6,9% -5,2% 1,0% -1,0% -

Tábua Biométrica Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Tábua Biométrica Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Plano de recuperação da saúdeIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25% + 0,25% - 0,25%

Montante do:

Valor presente da obrigação atuarial do plano 6.056 6.047 6.116 5.988 5.978 6.126 6.052Valor justo dos ativos do plano - - - - - - - Superávit/(déficit) técnico do plano (6.056) (6.047) (6.116) (5.988) (5.978) (6.126) (6.052)

Variações

Aumento/redução da obrigação atuarial 0,1% -0,1% 1,1% -1,1% -1,2% 1,2% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -

Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 0,1% -0,1% 1,1% -1,1% -1,2% 1,2% -

Tábua Biométrica Taxas de JurosHCTR Parâmetros deste Demonstrativo

124


Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazo

Idade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25% + 0,25% - 0,25%Montante do:

Valor presente da obrigação atuarial do plano 5.709 5.702 5.744 5.668 5.692 5.719 5.706Valor justo dos ativos do plano - - - - - - - Superávit/(déficit) técnico do plano (5.709) (5.702) (5.744) (5.668) (5.692) (5.719) (5.706)

Variações

Aumento/redução da obrigação atuarial 0,1% -0,1% 0,7% -0,7% -0,2% 0,2% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -

Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 0,1% -0,1% 0,7% -0,7% -0,2% 0,2% -

Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Tábua Biométrica HCTR

NOTA 33 – PATRIMÔNIO LÍQUIDO

2016 20 15

Capital social (nota 33.1) 4.359.226 4.359.226

Reserva de lucros (nota 33.2) 278.627 276.455

Reserva legal 172.834 117.565 Reserva de lucros a realizar 1.004.360 -

Reserva para investimento 187.935 187.935 Outras reservas de lucros (1.086.502) (29.045)

Reserva de Reavaliação 457.936

Ajuste de a valiação patrimonial (nota 33.3) (184.828) (129.475)

Total 4.910.961 4.506.206

33.1 CAPITAL SOCIAL

A composição acionária da Companhia nessa mesma data é a seguinte:

Acionistas:Quantidade de

Ações Capital Social% de

Participação

ELETROBRAS 102.212.728 4.353.915 99,8782USIMINAS 57.901 2.466 0,0566CEEE 49.519 2.109 0,0484COPEL 14.195 605 0,0139CELESC 1.544 66 0,0015CSN 1.194 51 0,0012OUTROS 320 14 0,0003

Total 102.337.401 4.359.226 100,00

O valor patrimonial da ação em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 54,13 (R$ 44,32 em 31 de dezembro de 2015).

125


33.2 RESERVAS DE LUCROS

2016 2015Reserva legal 172.834 117.565

Reserva de lucros a realizar 1.004.360 Reserva para investimento 187.935 187.935 Outras reservas de lucros (1.086.502) (29.045)

278.627 276.455

Reserva Legal - Em conformidade com o Estatuto Social e a Lei nº 6.404/76, a Companhia constitui uma reserva com o total de 5% sobre o lucro líquido apurado no exercício, até o limite de 20% do capital social.

Reserva para Investimento - A conta reserva para investimentos registra os lucros retidos pela Companhia, cujas propostas foram aprovadas pela Assembleia de Acionistas.

33.3 AJUSTE DE AVALIAÇÃO PATRIMONIAL

Outros Resultados Abrangentes - ganhos e perdas atuariais – O CPC 33 (R1) estabelece que os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefício pós-emprego (pensão e assistência médica) devem ser reconhecidos diretamente no Patrimônio Líquido em outros resultados abrangentes. A conta apresenta saldo acumulado negativo de R$ 184.828 mil em 31 de dezembro de 2016.

33.4 RESERVA DE REAVALIAÇÃO

A reserva de reavaliação foi constituída para registrar os efeitos da reavaliação regulatória dos ativos existentes em 31/12/2012, decorrente do laudo de avaliação da RBSE, bem como a atualização monetária destes ativos, até 14/07/2015, data da homologação do laudo pela ANEEL, conforme despacho ANEEL número 3371 de 22, de dezembro de 2016.

33.5 REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

A companhia apurou no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 um lucro regulatório de R$ 47.913 mil.

Movimentação dos dividendos:

2016 2015

Saldo no exercício anterior 38.649 8.542

Dividendos adicionais propostos exercício anterior - 25.623

Atualização SELIC 5.418 4.528

Pagamentos - (44)

Dividendos mínimos declarados 45.741 - Saldo no final do exercício 89.808 38.649

126


O saldo de dividendos provisionados e ainda não liquidados, incluindo os dividendos adicionais aprovados pela Assembleia Geral Ordinária - AGO de 26 de abril de 2017 está demonstrado abaixo:

2016 2015

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 89.752 38.648

Demais acionistas 56 1 89.808 38.649

De acordo com o artigo 43 do Estatuto Social da Companhia, os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contados a partir da data em que foram disponibilizados, reverterão em favor da Companhia.

NOTA 34 – PESSOAL E ADMINISTRADORES

Pessoal e Administradores 2016 2015

Pessoal 399.383 369.231

Remuneração 233.728 209.377 Encargos 81.362 76.274 Previdência privada - corrente 22.911 20.649 Custo do Serviço prestado 8.930 12.453 Outros 52.452 50.478

Administradores 4.769 2.990 Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 4.713 2.946 Benefícios dos administradores 56 44

Total 404.152 372.221

127


NOTA 35 – DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO SEGREGADO POR ATIVIDADE

Em atendimento às instruções e orientações da ANEEL, apresentamos a Demonstração do Resultado do Exercício Segregado por atividade e simplificada - até a rubrica de Resultado da Atividade - de 31 de dezembro de 2016, das Unidades de Negócio: Geração (G), Transmissão (T) e Comercialização (C). Conforme a política contábil da Companhia descrita na nota nº 3.4, o resultado apurado por segmento de negócio está a seguir demonstrado:

Geração Transmissão Comercialização Total

Operações em continuidadeReceita / Ingresso

Suprimento de energia elétrica 402.765 - - 402.765

Energia elétrica de curto prazo - - 282.844 282.844

Disponibilização do sistema de t ransmissão - 927.490 - 927.490

Serviços cobráveis 11.242 17.003 - 28.245

Outras receitas 5.467 8.266 - 13.733

419.474 952.759 282.844 1.655.077

Tr ibutos

ICMS - (1.469) - (1.469)

PIS/PASEP (6.116) (15.766) (4.667) (26.549)

Cofins (28.175) (72.618) (21.496) (122.289)

ISS - (588) - (588)

(34.291) (90.441) (26.163) (150.895)

Encargos

Pesquis a e desenvolvimento - P & D (3.512) (8.160) (2.541) (14.213)

Reserva global de reversão - RGR - (7.239) - (7.239) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (12.590) - - (12.590) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE (1.216) (3.391) - (4.607)

Outros encargos - - - -

(17.318) (21.057) (2.541) (40.916)

Receita líquida / Ingresso l íquido 367.865 841.261 254.140 1.463.266

Custos não gerenciáveis

Energia elétrica comprada para revenda (8.949) - (274.642) (283.591) Encargo de transmissão, conexão e dist ribuição (19.830) - - (19.830)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 339.086 841.261 (20.502) 1.159.845

Custos gerenciáveis

Pessoal e administ radores (37.008) (364.562) (3.464) (405.034)

Material (1.097) (8.493) - (9.590)

Serviço de terceiros (24.710) (85.300) (50) (110.060)

Depreciação e amortização (117.214) (50.212) - (167.426)

Arrendamento e alugueis (1.105) (8.358) - (9.463)

Seguros (3.990) (2.043) - (6.033)

Doações , contribuições e subvenções (255) (2.180) - (2.435)

Provisões (3.780) (24.133) - (27.913)

Tributos (95) (3.958) - (4.053)

(-) Recuperação de despesas 3.149 17.345 1.147 21.641

Provisão para reduç ão ao valor recuperável 1.823 21.421 - 23.244

Provisão para perdas em invest imentos (39.532) - - (39.532)

Gastos diversos (9.316) (51.529) (327) (61.172)

Outras Receitas Operacionais 14 4.572 - 4.586

Outras Despesas Operacionais - (13.718) - (13.718)

(233.116) (571.148) (2.694) (806.958)

Resultado da Atividade 105.970 270.113 (23.196) 352.887

2016

128


Principais práticas contábeis adotadas na elaboração das demonstrações por Unidades de Negócio:

As informações por segmento foram elaboradas considerando critérios utilizados pela Administração na avaliação de desempenho por segmento, na tomada de decisões quanto à alocação de recursos para investimento e outros fins.

Por serem vinculados a Holding, não foram considerados os valores referentes às participações em outras companhias com seus reflexos em outras operações, equivalência positiva no montante de R$ 58.103 mil (R$ 654.839 mil negativa em 2015) e reversão de provisão de perdas em investimentos no valor de R$ 39.532 mil em 2016.

Nas Unidades de Negócio foram consideradas as receitas operacionais faturadas aos consumidores externos, conforme segue:

Receita da unidade Geração Transmissão Comercialização Total

Geração - G 419.474 - - 419.474 Transmissão - T - 952.759 - 952.759 Comercialização - - 282.844 282.844

419.474 952.759 282.844 1.655.077

Conciliação das Demonstrações de Resultado:

Unidades de negócios

Outorgada Diferença

Receita 1.655.077 1.655.077 -

Dedução da receita (191.811) (191.811) -

Receita líquida 1.463.266 1.463.266 -

Gastos (1.070.849) (1.110.381) 39.532

Resultado do serviço 392.417 352.885 39.532

Equivalência patrimonial - 58.103 (58.103)

Resultado f inanceiro (363.909) (363.909) -

Lucro antes da tributação e participações 28.508 47.079 (18.571)

Tributos sobre os lucros 834 834 -

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 29.342 47.913 (18.571)

As receitas e despesas operacionais estão contabilizadas em cada Unidade de Negócio, acrescidas dos valores apurados com base nas receitas transferidas entre elas.

As deduções, tais como impostos, contribuições e quotas para a Reserva Global de Reversão - RGR, foram calculadas sobre o montante das receitas escrituradas, aplicando-se as alíquotas ou taxas efetivamente incorridas na Outorgada.

As receitas financeiras, oriundas de rendimentos de aplicações financeiras, foram classificadas em cada Unidade de Negócio com base na proporcionalidade do custo de pessoal e serviços.

129


NOTA 36 – COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA

Nos exercícios de 2016 e 2015, a Companhia efetuou a comercialização de energia de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE , conforme a seguir demonstrado:

MWh R$ mil MWh R$ mil

Compra 1.515.084,86 (283.591) 1.343.608,25 (224.560)

1.515.084,86 (283.591) 1.343.608,25 (224.560)

2016 2015

MWh R$ mil MWh R$ mil

Venda 3.478.714,85 685.609 2.738.566,31 680.817

3.478.714,85 685.609 2.738.566,31 680.817

2016 2015

NOTA 37 – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

A distribuição dos gastos por natureza está apresentada abaixo:

2015

Natureza Custo da geraçãoCusto da

transmissãoDespesas

operacionaisTotal Custo da geração

Custo da transmissão

Despesas operacionais

Total

Pessoal 13.070 228.971 161.738 403.779 14.727 214.788 142.706 372.221 Material 949 7.473 1.168 9.590 475 9.528 2.072 12.075

Serviço de terceiro 20.109 54.232 35.719 110.060 24.885 51.557 29.721 106.163 Prov. créd. liqu id. duvidosa - 174 230 404 - 431 (10) 421 Energia comprada para revenda 283.591 - - 283.591 224.560 - - 224.560

Depreciação e amortização 116.639 46.273 4.514 167.426 104.366 59.229 2.555 166.150 Taxa de fiscalização ANEEL 1.216 3.391 - 4.607 986 3.125 - 4.111 EUSD 6.175 - - 6.175 5.395 - - 5.395

EUST 13.561 - - 13.561 11.441 - - 11.441 Provisão (reversão) para riscos - - 27.509 27.509 - - 8.694 8.694 Aposentadoria especial - - 1.486 1.486 - - 116 116

Ganhos (perdas) atuariais - - 11.405 11.405 - - 11.276 11.276 (-) Recuperação de despesas (2.184) (4.238) (15.219) (21.641) (1.881) (1.627) (25.400) (28.908) Outras despesas 6.006 14.294 50.943 71.243 7.437 21.565 45.311 74.313

Total 459.132 350.570 279.493 1.089.195 392.391 358.596 217.041 968.028

2016

130


NOTA 38 – RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO

O detalhamento das despesas e receitas financeiras é apresentado a seguir:

2016 2015a) Receitas financeirasRenda sobre aplicações financeiras 34.550 34.946 Créditos de energia renegociados - juros 86.883 72.108

Créditos de energia renegociados - variação monetária 48.165 59.733 Créditos indenizatórios concessão - variação monetária - 26.795 Variação monetária (financiamentos) 82.361 54.921

Juros 25.939 23.139

Outras receitas financeiras 9.954 15.559 (-) PIS/Cofins sobre receitas financeiras (15.082) (7.417) Subtotal 272.770 279.784

b) Despesas financeirasEncargos de dívidas (financiamentos) 438.415 357.763

Variação monetária (financiamentos) 94.114 225.159 Outras despesas financeiras 104.150 114.013 Subtotal 636.679 696.935

Resultado financeiro líquido (363.909) (417.151)

NOTA 39 – RECONCILIAÇÃO DAS TAXAS EFETIVAS E NOMINAIS - IR E CSLL

A reconciliação das taxas efetivas e nominais, utilizadas para cálculo das provisões para o imposto de renda e a contribuição social é demonstrada a seguir:

2016 2015

Lucro (Prejuízo) antes do imposto de renda e contribuição social 47.079 (802.949) Imposto de renda e contribuição social calculados (25% e 9%) 15.982 (273.027)

Efeitos fiscais sobre:Incentivos fiscais (2.648) - Despesas indedutíveis 1.461 2.149 Doações indedutíveis 197 268 Correção Monetária AFAC 6.210 - Resultado equivalência patrimonial (19.755) 222.645 Remunerações sobre imobilizado em curso (721) (720) Dividendos (8) (3) Resgate de depósitos judiciais (67) (18) Indenização RAP glosada ESBR (1.485) Subvenções para investimentos - KfW - - Inovação tecnológica 2013 - 3 Estorno base negativa não operacional - 4.444 Outros - -

Imposto de renda e contribuição social no resultado (834) (44.259)

131


NOTA 40 – CONCILIAÇÃO DO BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO

Para fins estatutários, a Outorgada seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração das Demonstrações Contábeis Societárias, sendo que para fins regulatórios, a Outorgada seguiu a regulamentação regulatória, determinada pelo Órgão Regulador, a ANEEL. Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária a apresentação da reconciliação das informações apresentadas seguindo as práticas regulatórias com as informações apresentadas seguindo as práticas societárias.

A seguir são detalhadas a natureza e explicações dos ajustes apresentados entre a contabilidade societária e a regulatória:

ATIVO

Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes SocietárioCIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 24.169 - 24.169 29.222 - 29.222 Títulos e valores mobiliários 54.807 - 54.807 39.266 - 39.266

Concessionárias e permissionárias 170.737 - 170.737 152.965 - 152.965 Ativo financeiro - concessão de serviço público - 307.196 307.196 - 49.439 49.439 Créditos indenizatórios - Lei 12.783/13 - - - - - -

Créditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 25.814 - 25.814 24.277 - 24.277 Serviços em curso 37.110 - 37.110 46.305 - 46.305 Dividendos a receber 10.766 - 10.766 5.033 - 5.033

Tributos compensáveis 17.538 - 17.538 49.594 - 49.594 Cauções e depósitos vinculados 1.908 - 1.908 48.137 - 48.137 Almoxari fado 35.042 - 35.042 38.240 - 38.240

Despesas pagas antecipadamente 2.195 - 2.195 1.644 - 1.644 Alienação de ativos a receber 66.611 66.611 162.957 162.957 Outros ativos circulantes 67.932 - 67.932 105.613 - 105.613

514.629 307.196 821.825 703.253 49.439 752.692

NÃO CIRCULANTE

Ativo Realizável a longo prazo

Créditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 736.492 - 736.492 628.315 - 628.315

Tributos compensáveis 4.167 - 4.167 4.569 - 4.569

Ativo fiscal diferido, líquido - - - 23.703 2.304 26.007 Cauções, depósitos e fundos vinculados 40.949 - 40.949 107.676 - 107.676

Recursos destinados a aumento de capital 1.090.683 - 1.090.683 1.317.575 - 1.317.575

Ativo financeiro - concessão de serviço público - 3.047.762 3.047.762 - 1.715.124 1.715.124

Ações preferenciais resgatáveis 93.710 - 93.710 93.710 - 93.710

Alienação de ativos a receber - - - 169.247 - 169.247 Outros ativos não circulantes 226.388 - 226.388 112.750 - 112.750

2.192.389 3.047.762 5.240.151 2.457.545 1.717.428 4.174.973 Bens e atividades não vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Investimentos 2.757.776 - 2.757.776 2.187.907 - 2.187.907

Imobilizado 4.676.187 (2.305.661) 2.370.526 4.139.297 (1.684.637) 2.454.660

Intangível 265.213 (120.336) 144.877 219.191 (53.185) 166.006

9.891.565 621.765 10.513.330 9.003.940 (20.394) 8.983.546

TOTAL DO ATIVO 10.406.194 928.961 11.335.155 9.707.193 29.045 9.736.238

2016 2015

132


PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes SocietárioCIRCULANTE

Fornecedores 76.528 - 76.528 88.504 - 88.504

Empréstimos e financiamentos 607.614 - 607.614 446.058 - 446.058

Notas promissórias 285.310 - 285.310 209.135 - 209.135

Folha de pagamento 37.286 - 37.286 37.190 - 37.190

Obrigações estimadas 48.026 - 48.026 44.243 - 44.243

Benefício pós-emprego 6.833 - 6.833 6.422 - 6.422

Tributos a recolher 37.589 - 37.589 58.279 - 58.279

Imposto de renda e contribuição social a recolher - - - 338 - 338 Dividendos a pagar 89.808 - 89.808 38.649 - 38.649 Encargos setoriais 45.445 - 45.445 41.640 - 41.640

Provisão para uso do bem público 2.466 - 2.466 2.304 - 2.304

Provisões operacionais 63.607 - 63.607 113.487 - 113.487

Outros passivos circulantes 77.709 - 77.709 52.669 - 52.669

1.378.221 - 1.378.221 1.138.918 - 1.138.918

NÃO CIRCULANTE

Financiamentos e empréstimos 3.038.479 - 3.038.479 3.206.294 - 3.206.294

Obrigações estimadas 2.822 - 2.822 6.182 - 6.182

Benefício pós-emprego 269.396 - 269.396 183.354 - 183.354

Tributos a recolher - - - 29.283 - 29.283

Provisões para riscos 142.366 - 142.366 93.536 - 93.536

Passivo fiscal diferido, líquido 196.043 300.396 496.439 - - -

Provisão para uso do bem público 28.238 - 28.238 24.150 - 24.150

Recursos destinados a aumento de capita l - - - - - -

Provisões operacionais 3.584 - 3.584 5.690 - 5.690

Outros passivos não circulantes 436.084 - 436.084 513.580 - 513.580

4.117.012 300.396 4.417.408 4.062.069 - 4.062.069

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social 4.359.226 - 4.359.226 4.359.226 - 4.359.226

Reservas de lucros 278.627 1.086.501 1.365.128 276.455 29.045 305.500

Outros resultados abrangentes (184.828) - (184.828) (129.475) - (129.475)

Reserva de Reavaliação 457.936 (457.936) - - - -

Proposta para distribuição de dividendos adicionais - - - - - -

4.910.961 628.565 5.539.526 4.506.206 29.045 4.535.251

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 10.406.194 928.961 11.335.155 9.707.193 29.045 9.736.238

2016 2015

133


Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes SocietárioOperações em continuidade

Receita / Ingresso

Suprimento de energia elétrica 402.765 - 402.765 361.839 - 361.839 Energia elétrica de curto prazo 282.844 - 282.844 318.978 - 318.978 Disponibilidade do sistema de transmissão 927.490 (927.490) - 904.537 (904.537) -

Receita do serviço de O&M - 726.340 726.340 - 662.561 662.561

Receita com o ativo financeiro - 1.753.845 1.753.845 - 185.524 185.524

Receita de construção - 87.148 87.148 - 181.674 181.674

Serviços cobráveis 28.245 - 28.245 32.320 - 32.320 Outras receitas 13.733 - 13.733 15.315 - 15.315

1.655.077 1.639.843 3.294.920 1.632.989 125.222 1.758.211

Tributos

ICMS (1.469) - (1.469) (1.149) - (1.149)

PIS/PASEP (26.549) - (26.549) (26.187) - (26.187)

Cofins (122.289) - (122.289) (120.625) - (120.625) ISS (588) - (588) (998) - (998)

(150.895) - (150.895) (148.959) - (148.959) Encargos

Pesquisa e desenvolvimento - P & D (14.213) - (14.213) (13.974) - (13.974)

Reserva global de reversão - RGR (7.239) - (7.239) (8.080) - (8.080) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (12.590) - (12.590) (12.902) -

(12.902) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE (4.607) - (4.607) (4.111) - (4.111)

(40.916) - (40.916) (39.067) - (39.067)

Receita líquida 1.463.266 1.639.843 3.103.109 1.444.963 125.222 1.570.185

Custo não gerenciáveis (243.253)

Energia elétrica comprada para revenda (283.591) - (283.591) (224.560) - (224.560) Encargo de transmissão, conexão e distribuição (19.830) - (19.830) (18.693) - (18.693)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.159.845 1.639.843 2.799.688 1.201.710 125.222 1.326.932

Custos gerenciáveis (1.039.570) Pessoal e administradores (404.152) - (404.152) (372.221) - (372.221)

Material (9.590) - (9.590) (12.075) - (12.075) Serviço de terceiros (110.060) - (110.060) (106.163) - (106.163) Depreciação e amortização (167.426) 44.974 (122.452) (166.150) 57.550 (108.600)

Arrendamento e alugueis (9.463) - (9.463) (9.020) - (9.020) Seguros (6.033) - (6.033) (6.147) - (6.147) Doações, contribuições e subvenções (2.435) - (2.435) (4.995) - (4.995)

Provisões (27.913) - (27.913) (9.115) - (9.115) Tributos (4.053) - (4.053) (3.281) - (3.281) (-) Recuperação de despesas 21.641 - 21.641 28.908 - 28.908

Provisão para contratos onerosos - - - - - - Provisão para redução ao valor recuperável 23.244 4.538 27.782 (67.323) (4.297) (71.620)

Provisão para perdas em investimentos (39.532) - (39.532) (123.162) (123.162) Gastos diversos (62.056) - (62.056) (60.405) - (60.405) Custo com construção - (87.148) (87.148) - (181.674) (181.674)

Outras Receitas Operacionais 4.586 - 4.586 158.357 (8.525) 149.832 Outras Despesas Operacionais (13.718) - (13.718) (178.503) - (178.503)

(806.960) (37.636) (844.596) (931.295) (136.946) (1.068.241)

Resultado da Atividade 352.885 1.602.207 1.955.092 270.415 (11.724) 258.691

Equivalência patrimonial 58.103 - 58.103 (654.839) - (654.839) Resultado Financeiro (363.909) - (363.909) (418.525) 1.374 (417.151)

Despesas financeiras (636.679) - (636.679) (698.309) 1.374 (696.935) Receitas financei ras 272.770 - 272.770 279.784 - 279.784

Resultado antes dos impostos sobre os lucros 47.079 1.602.207 1.649.286 (802.949) (10.350) (813.299)

Despesa com impostos sobre os lucros 834 (544.751) (543.917) 44.259 331 44.590

Resultado líquido do exercício 47.913 1.057.456 1.105.369 (758.690) (10.019) (768.709)

2016 2015

134


40.1. ATIVOS FINANCEIROS DA CONCESSÃO

Os ajustes são decorrentes de contabilização na contabilidade societária de expectativa de direito incondicional de receber caixa e atualizações dos saldos pela aplicação de premissas financeiras conforme os fluxos de recebimento futuro da RAP. Estes lançamentos na contabilidade societária foram realizados em atendimento ao disposto na ICPC 01 – Contratos de Concessão, mas para fins de contabilidade regulatória tais práticas não são adotadas e desta forma, apresentam-se ajustes nesta conciliação de saldos contábeis societários e, regulatórios relativos ao: ativo financeiro, registro da receita de operação e manutenção e receita de construção. No ativo, o montante ajustado foi de R$ 3.354.958 mil.

40.2. IMOBILIZADO

Os ajustes são decorrentes da aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 Contratos de Concessão (IFRIC 12), que determina a contabilização dos ativos de transmissão como Ativo Financeiro.

40.3. INTANGÍVEL

Os ajustes são decorrentes de transferências de ativo intangível para ativo financeiro.

40.4. EFEITOS DE CONTABILIZAÇÃO DE CONTRATOS DE CONCESSÃO (ICPC 01)

a) Remuneração do Ativo Financeiro (resultado)

Os ajustes, no montante de R$ 1.753.845 mil, são decorrentes de atualização do ativo financeiro de transmissão e reconhecimento da atualização financeira da RBSE.

b) Receita e custo de construção (resultado)

Os ajustes no montante de R$ 87.148 mil são decorrentes dos investimentos realizados em infraestrutura de transmissão, que de acordo com o OCPC 05 são reconhecidos como receita de construção.

c) Imposto de renda e contribuição social diferidos (resultado)

Os ajustes são decorrentes de da diferença de resultado apurado entre o resultado apurado entre a contabilidade societária e regulatória, basicamente em razão da adoção do ICPC 01.

135


40.5. CONCILIAÇÃO DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO SOCIETÁRIO E REGULATÓRIO

2016 2015

Saldos do Patrimônio Líquido Societário 5.539.526 4.535.251 Efeito dos ajustes entre contabilidade societária versus regulatória (628.563) (29.045)

Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) (1.026.796) 525.899 Reserva de Reavaliação 457.936 - Depreciação (641.990) (597.016) Provisão para redução ao valor recuperável 40.363 44.901 Resultado de alienação de ativos e investimentos 8.525 8.525 Equivalência patrimonial (19.665) (19.665) Resultado financeiro 7.145 7.145 Outros 6.542 6.540 Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis 539.377 (5.374)

Saldos do Patrimônio Líquido Regulatório 4.910.963 4.506.206

Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) - o efeito é decorrente de atualização do saldo do ativo financeiro conforme o ICPC 01, tendo como base os fluxos futuros de caixa.

40.6. CONCILIAÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO SOCIETÁRIO E REGULATÓRIO

2016 2015

(Prejuízo) Lucro líquido conforme contabilidade societária 1.105.369 (768.709) Efeito dos ajustes entre contabilidade societária versus regulatória (1.057.456) 10.019

Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) (1.552.695) 56.452 Depreciação (44.974) (57.550) Provisão para redução ao valor recuperável (4.538) 4.297 Resultado de alienação de ativos e investimentos - 8.525 Resultado financeiro - (1.374) Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis 544.751 (331)

Lucro (prejuízo) líquido regulatório 47.913 (758.690)

Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) - o efeito é decorrente de atualização do saldo do ativo financeiro conforme o ICPC 01, tendo como base os fluxos futuros de caixa.

NOTA 41 – INSTRUMENTOS FINANCEIROS, GESTÃO DE RISCOS E VALORES JUSTOS

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos de acordo com as práticas contábeis adotadas pela Companhia, em 31 de dezembro de 2016 e 2015, estão descritos a seguir:

41.1 INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Companhia opera com diversos instrumentos financeiros, com destaque para caixa e equivalentes de caixa, incluindo aplicações financeiras, contas a pagar a fornecedores, financiamentos, debêntures e notas promissórias.

136


Ativos e passivos financeiros

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Companhia, em 31 de dezembro de 2016 e 2015, estão descritos a seguir:

Ativos financeiros Nota 2016 2015

Mensurados ao custo amortizado

RecebíveisClientes 8 170.737 152.965 Créditos de energia renegociados 11 762.306 652.592

Mantidos até o vencimentoTítulos e valores mobiliários 42 42

Mensurados ao valor justoCaixa e equivalentes de caixa 6 24.169 29.222 Títulos e valores mobiliários 6 54.807 39.266 Cauções e depósitos vinculados 42.857 155.813

1.054.918 1.029.900

Passivos financeirosMensurados ao custo amortizado

Fornecedores 20 76.528 88.504 Financiamentos e empréstimos 21 3.646.093 3.652.352 Debêntures 22 - - Notas promissórias 23 285.310 209.135 Dividendos a pagar 34 89.808 38.649

4.097.739 3.988.640

Os valores registrados no ativo e no passivo circulante têm liquidez imediata ou vencimento, em sua maioria, em prazos inferiores a três meses. Considerando o prazo e as características desses instrumentos, que são sistematicamente renegociados, os valores contábeis aproximam-se dos valores justos.

41.2 GESTÃO DE RISCOS

A Companhia possui em sua estrutura uma área responsável pelo monitoramento de processos de controles, visando assegurar que as normas e procedimentos internos possuam um nível mínimo adequado de segurança aos registros efetuados.

Além do mapeamento dos controles voltados às demonstrações contábeis regulatórias, são mapeados os riscos relativos a disponibilidade de geração, gestão de suprimentos críticos, processos jurídicos, gestão tributária, gestão de novos negócios e leilões, controles ambientais e responsabilidade social.

A Companhia tem obtido avanços e enfrentado desafios para disseminar as práticas de gestão de riscos, entretanto, visualiza-se a possibilidade de implementar melhorias e aprimoramentos no ambiente de gestão integrada de riscos corporativos.

A Companhia conta também com Auditoria Interna que desenvolve atividades anuais de auditoria, além de acompanhamento externo por parte do TCU, e ainda, com a Assessoria de Conformidade Corporativa (ASC), área responsável pelas atividades de compliance.

137


41.3 RISCOS RESULTANTES DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Os principais riscos que a Companhia possui exposição são os seguintes:

Risco cambial - A Companhia possui dois contratos de financiamento em moeda estrangeira (Euro) obtido junto à Eletrobras por meio de repasse do banco KfW para realizar investimentos no complexo de PCH’s São Bernardo. Sobre estas operações não foram contratadas operações de "hedge" (proteção).

PassivoMoeda

Estrangeira ReaisMoeda

Estrangeira Reais

Empréstimos em Euro 59.242 203.697 59.242 251.801

Exposição Líquida 59.242 203.697 59.242 251.801

2016 2015

Risco de taxa de juros – A Companhia está exposta ao risco de que a variação da taxa de juros, relacionadas a empréstimos, notas promissórias e debêntures, cause aumento na sua despesa financeira com pagamentos de juros futuros.

O montante da exposição da Companhia aos riscos de taxa de juros na data base de 31 de dezembro de 2016 e 2015 é o seguinte:

2016 2015

IPCA 1.084.216 956.560

TJLP 809.066 895.405

SELIC 24.125 66.910

Euro 203.697 251.801

Cesta de moedas - -

Taxa CDI 1.631.521 1.448.899

Outros 178.778 241.912

Total 3.931.403 3.861.487

Risco de crédito - Salvo pelas contas clientes, créditos de energia renegociados e créditos indenizatórios, a Companhia não possui outros saldos significativos a receber de terceiros contabilizados neste período. Desta forma, esse risco é considerado baixo.

Saldos significativos a receber de terceiros 2016 2015

Clientes 170.737 152.965 Créditos de energia renegociados (Lei 8.727/93) 762.306 652.592

Total 933.043 805.557

A RAP de uma empresa de transmissão é recebida das empresas que utilizam sua infraestrutura por meio de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST). Essa tarifa resulta do rateio entre os

138


usuários de transmissão de alguns valores específicos: (i) a RAP de todas as transmissoras; (II) os serviços prestados pelo ONS; e (iii) os encargos regulatórios.

O poder concedente delegou às geradoras, distribuidoras, consumidores livres, exportadores e importadores o pagamento mensal da RAP, que por ser garantida pelo arcabouço regulatório de transmissão, constitui-se em direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro, deste modo o risco de crédito é baixo.

Risco de liquidez - O risco de liquidez representa a possibilidade da Companhia ter dificuldades de insuficiência de caixa ou outro ativo financeiro, para cumprir obrigações associadas com seus passivos financeiros.

A Companhia adota como política monitorar o seu fluxo de caixa continuamente, a fim de garantir e assegurar as exigências de liquidez, os limites ou cláusulas dos contratos de empréstimos e caixa suficiente para atendimento às necessidades operacionais do negócio.

Eventual excesso de caixa gerado pelas operações da Companhia é investido em contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo e depósitos de curto prazo, escolhendo instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez suficiente para fornecer margem, conforme determinado pelas previsões acima mencionadas.

A tabela abaixo analisa os passivos financeiros não derivativos, por faixas de vencimento, correspondentes ao período remanescente no balanço patrimonial até a data contratual do vencimento. Destes valores apresentados estão excluídos os financiamentos concedidos pela controladora Eletrobras. Os valores divulgados na tabela são os fluxos de caixa contratados não descontados.

< 1 ano 1 - 2 anos 2 - 5 anos > 5 anosSaldos em 31.12.2016

Financiamentos e empréstimos 501.694 249.443 543.995 569.572

Fornecedores 76.528 - - -

Concessões a pagar – UBP 2.477 2 .601 8.542 88.321

Notas promissórias 289.751 - - -


Financiamentos e empréstimos 316.376 500.589 649.935 710.433

Fornecedores 88.504 - - -

Concessões a pagar – UBP 2.322 2 .480 8.129 91.317

Notas promissórias 214.640 - - -

Riscos trabalhistas - A Companhia constitui provisões para as contingências de demandas judiciais de riscos trabalhistas, que representam o universo de perdas prováveis, cujos pedidos judiciais se constituem em pagamentos de verbas rescisórias, adicionais salariais, horas extras e verbas devidas em razão da responsabilidade subsidiária, que são quantificadas ao valor presente quando da efetiva liquidação desta obrigação.

O provisionamento contábil destas demandas está seguindo as orientações do Pronunciamento Técnico CPC 25 e os impactos para a Companhia estão apresentados na nota nº 25.

Riscos ambientais - As ações de caráter socioambiental constituídas para provisões de contingências de riscos ambientais nas unidades de negócio da empresa asseguram o compromisso da obtenção de emissões de Licenças Ambientais, bem como autorização para corte de vegetação, com o respaldo do Ministério Público que fiscaliza a edificação desses investimentos.

139


Riscos de captação - A Companhia poderá enfrentar dificuldades quanto a captação de novos recursos de acordo com a sua capacidade de geração de caixa e forma de pagamento. Riscos operacionais - A Companhia poderá enfrentar riscos regulatórios tais como legislação de órgãos reguladores (ANEEL e MME), do Operador Nacional do Sistema (ONS) e órgãos ambientais, bem como riscos de desligamento da rede de transmissão, sujeitando a Companhia a perdas de receita em razão de desligamentos prolongados. 41.4 GESTÃO DE CAPITAL

A política da Companhia ao administrar seu capital é a de salvaguardar a capacidade de continuidade da Companhia no longo prazo para oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. O índice de alavancagem financeira corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida corresponde ao total dos financiamentos deduzido do montante de caixa e equivalentes de caixa registrado no balanço. O capital total é apurado somando-se o total do patrimônio líquido incluindo os adiantamentos para futuro aumento de capital (AFACs) com a dívida líquida.

Índice de alavancagem financeira

2016 2015

Total dos financiamentos e empréstimos 3.646.093 3.652.352 Total das debêntures - -

Total das notas promissórias 286.482 209.135 (-) Caixa e equivalentes de caixa e fundos exclusivos* (78.976) (68.488) (=) Dívida líquida 3.853.599 3.792.999

Total do patrimônio líquido 4.910.963 4.506.206 (=) Total do capital 8.764.562 8.299.205

Índice de alavancagem financeira 44% 46%

*As aplicações em fundos exclusivos possuem liquidez imediata.

41.5 HIERARQUIA DO VALOR JUSTO

A Companhia aplica o CPC 40 (R1) para instrumentos financeiros mensurados no balanço patrimonial pelo valor justo, o que requer divulgação das mensurações do valor justo pelo nível da seguinte hierarquia de mensuração pelo valor justo. Os valores justos de caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras, clientes, financiamentos e fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Outros ativos e passivos de longo prazo também possuem valores equivalentes aos seus valores contábeis.

Apresenta-se abaixo a hierarquia dos valores justos dos ativos consolidados da Companhia, em 31 de dezembro de 2015 e 2014.

Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos. Nível 2 - Informações, além dos preços cotados, incluídas no nível 1 que são adotadas pelo

mercado para o ativo ou passivo, seja diretamente (ou seja, como preços) ou indiretamente (ou seja, como derivados dos preços).

Nível 3 - Inserções para os ativos ou passivos que não são baseadas nos dados adotados pelo mercado (ou seja, inserções não observáveis).

140


Saldos em 31.12.2016Ativos Nota Valor Justo Nível 1 Nível 2 Nível 3

Caixa e equivalentes de caixa 6 36.843 36.843 - -

Títulos e valores mobiliários 6 54.807 54.807 - -

Cauções e depósitos vinculados 65.969 65.969 Total do Ativo 157.619 157.619 - -


Ativos Valor Justo Nível 1 Nível 2 Nível 3

Caixa e equivalentes de caixa 6 33.490 33.490 - -

Títulos e valores mobiliários 6 42.048 42.048 - -

Cauções e depósitos vinculados 158.634 158.634 Total do Ativo 234.172 234.172 - -

Consolidado

41.6 ANÁLISE DE SENSIBILIDADE PARA A EXPOSIÇÃO A RISCOS DE ÍNDICES FLUTUANTES

Nos termos do CPC 40 (R1), a Companhia apresenta a análise de sensibilidade sobre seus financiamentos e empréstimos sujeitos a riscos de variação de índices flutuantes.

O cenário-base provável para 31 de dezembro de 2016 foi definido através de premissas aprovadas pela Controladora e disponíveis no mercado, e o cálculo da sensibilidade foi feito considerando a variação entre as taxas e índices do cenário previsto para 31 de dezembro de 2016. A análise de sensibilidade considerou ainda variação de 25% e 50% sobre os índices flutuantes consideradas no cenário provável.

Análise de sensibilidade taxa de juros

Índices (risco) SaldoCenário I (-

50%) Cenário II (-

25%)Cenário Provável

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

PASSIVO

IPCA 2,38% 3,56% 4,75% 5,94% 7,13%TJLP 3,75% 5,63% 7,50% 9,38% 11,25%

SELIC 4,75% 7,13% 9,50% 11,88% 14,25%CDI 4,75% 7,13% 9,50% 11,88% 14,25%

Financiamentos e empréstimos

IPCA 1.084.216 25.804 38.598 51.500 64.402 77.305 TJLP 809.066 30.340 45.550 60.680 75.890 91.020 SELIC 24.125 1.146 1.720 2.292 2.866 3.438

CDI 1.346.211 63.945 95.985 127.890 159.930 191.835 Notas Promissórias

CDI 285.310 13.552 20.343 27.104 33.895 40.657 Total 3.548.928 134.787 202.196 269.466 336.983 404.255

2016

Redução despesa financeira - 12 meses

Aumento despesa financeira - 12 meses

141


Análise de sensibilidade taxa de câmbio

Moeda (risco) Saldo em ME

Saldo em R$ mil

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

PASSIVOCotação da moeda (Euro) 3,44 1,72 2,58 4,30 5,16 Empréstimos 59.242 203.697 (101.848) (50.924) 50.925 101.850

Total 59.242 203.697 (101.848) (50.924) 50.925 101.850

Redução despesa financeira

Aumento despesa financeira

2016

NOTA 42 – INVESTIMENTOS AMBIENTAIS

Durante o exercício, a Companhia realizou os seguintes investimentos e gastos ambientais, reconhecidos no imobilizado e no resultado do exercício, conforme a seguir demonstrado:

Investimento Resultado Investimento Resultado

Investimentos ambientais* 8.855 - 12.026 -

Gastos ambientais* - 9.630 - 6.304 Total 8.855 9.630 12.026 6.304

2016 2015

* Informações não auditadas pelos auditores independentes.

Os investimentos e gastos ambientais, no montante de R$ 18.485 mil em 2016 (R$ 18.330 mil em 2014), referem-se a programas de recuperação de áreas degradadas e a preservação da biodiversidade, manutenção em processos operacionais para a melhoria do meio ambiente, além de programas de educação ambiental e outros projetos ambientais.

NOTA 43 – INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES AO FLUXO DE CAIXA

2016 2015

Investimentos em participações societárias (a) (8) (13.196)Investimentos em imobilizado (b) 50.180 (34.866)Alienação de investimentos societários (c) (24.685) 216.530 Alienação da concessão nº 010/2009 (c) (1.252) 115.674 AFAC capitalizados (d) (546.799) (26.715)

(522.564) 257.427

(a) O valor de R$ 8 mil refere-se ao acréscimo de participação societária na investida Paraíso Transmissora de Energia S.A.

(b) O valor de R$ 50.180 mil, no consolidado, é referente aos investimentos em ativo imobilizado contabilizados pelo regime de competência e ainda não pagos.

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(c) Os montantes referentes à alienação de ativos da concessão nº 010/2009, no valor de R$ 1.252 mil, e de investimentos societários, no valor de R$ 24.685 mil, se referem ao desconto por antecipação concedido.

(d) O saldo de R$ 546.799 mil representa capitalização dos adiantamentos para futuro aumento de capital (AFAC), aportados nas SPEs Chuí IX, Hermenegildo I, Hermenegildo II e Hermenegildo III e Coxilha Seca.

NOTA 44 – EVENTOS APÓS A DATA DO BALANÇO

De acordo com o que determina o CPC 24 - Eventos Subsequentes, são apresentados a seguir os principais eventos ocorridos entre a data do encerramento do exercício de 2016 e a data da autorização para a conclusão das demonstrações contábeis regulatórias.

Aportes de capital nas sociedades investidas

SPE Evento ValorChuí 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

50.830

Recebimento de devolução de AFAC

Em 26 de janeiro de 2017, a SPE Transmissora Sul Litorânea S.A. efetuou a devolução de recursos, no montante de R$ 36.465 mil, que haviam sido aportados em forma de adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC).

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC

A Eletrosul estruturou operação de crédito por meio de emissão de cotas de Fundo de Investimento em Direitos Creditórios de Transmissão Infinity DI (FIDC Infinity DI) no montante de R$ 690.000 mil lastreada em recebíveis do Contrato de Concessão de Transmissão ANEEL nº 057/2001, com o objetivo de captar recursos para destinação ao plano de investimento da Companhia, reembolso de gastos, despesas ou dívidas relacionadas aos seus projetos de investimentos, bem como o resgate antecipado da totalidade das Notas Promissórias da 2ª emissão da Eletrosul, com vencimento em 02 de março de 2017, no valor total de R$ 289.751 mil. As condições da operação foram aprovadas pelo Conselho de Administração da Eletrosul por meio da DCA nº 385-01 em 21 de junho de 2016 e a sua liquidação ocorreu em 24 de janeiro de 2017. A oferta pública de distribuição de cotas seniores de emissão do FIDC Infinity DI foi registrada na CVM sob o nº CVM/SRE/RFD/2017/001 em 12 de janeiro de 2017. A ANEEL anuiu com a operação por meio do Despacho nº 2.854, de 31 de outubro de 2016. Detalhes do FIDC: - Prazo de amortização: 5 anos - Carência do Principal: 2 anos

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- Valor das cotas sêniores: R$ 690 milhões - Valor das cotas subordinadas: R$ 60 milhões; - Amortização do principal: customizada, a partir do 24º mês - Amortização dos juros: mensal - Taxa de Juros das cotas seniores: Taxa CDI + 2% a.a - Agência de Rating/Nota: Fitch Ratings Brasil Ltda/AAA - Agente estruturador: Banco BTG Pactual S.A. - Agente administrador: Caixa Econômica Federal - Custodiante: Banco do Brasil S.A. - Auditoria do Fundo: KPMG Auditores Independentes - Assessoria Jurídica: Mattos Filho, Veiga filho, Marrey Jr e Quiroga Advogados - Distribuidores: Banco BTG Pactual S.A. - CNPJ do Fundo: 24.103.743/0001-55.

Pagamento de notas promissórias

Em 25 de janeiro de 2017, a Companhia efetuou a liquidação de 500 notas promissórias relativas a segunda emissão no valor total de R$ 289.751 mil (principal + remuneração).

Quitação de dívida com a Eletrobras

Em 9 de março de 2017, a Diretoria Executiva da Eletrosul aprovou a quitação de dívida com a Eletrobras, mediante dação em pagamento de outorgas e ações de empreendimentos de transmissão e de geração eólica, bem como a cessão dos Direitos dos Créditos da Lei 8.727/93. Para a efetivação da operação acima será convocada uma Assembleia Geral de Acionistas, nos termos do Artigo 9°, inciso III, do Estatuto Social da Eletrosul.

Liminar contra remuneração das indenizações das transmissoras

A Associação Brasileira de Grandes Consumidores (ABRACE) e outros agentes interpuseram ação judicial, com pedido de liminar, contra a União e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), contra a remuneração das indenizações das transmissoras que renovaram antecipadamente as concessões em 2012.

A Eletrobras através de suas controladas reconheceu em 31 de dezembro de 2016 um total de R$ 36,5 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 outros agentes contra a União e a ANEEL, visando a suspensão dos efeitos tarifários relativos ao pagamento de indenização dos bens construídos até 31 de maio de 2000 (RBSE), não depreciados totalmente até 31 de dezembro de 2012, devidos para as empresas do segmento de transmissão que renovaram seus contratos de concessão, em 2012, nos termos da Lei nº 12.783/2013.

A medida liminar 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 foi concedida para excluir das tarifas a serem pagas apenas pelos reclamantes, a parcela referente à remuneração prevista no artigo 1º, parágrafo terceiro, da Portaria MME nº 120/2016, que estabelece remuneração relativa ao custo de capital não incorporado desde a renovação da concessão até o processo tarifário.

Com base em parecer jurídico de advogado externo, a Eletrobras entende que as decisões tomadas até o momento não prejudicam o direito de receber os ativos do RBSE, conforme estabelecido na Lei nº 12.783/2013 e na Portaria MME nº 120/2016, que outorga o direito de receber tais montantes, mesmo que seja em última instância devido pela União. Assim, a Companhia entende que não houve evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.

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CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Wilson Ferreira Junior Gilberto Odilon EggersPresidente Conselheiro

Armando Casado de Araujo Celso KnijnikConselheiro Conselheiro

Dayson Roberto Waldschmidt Ricardo Moura de Araujo FariaConselheiro Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

Tomé Aumary Gregório Laércio FariaDiretor Financeiro Diretor Administrativo

Rogério Bonini Ruiz Jorge Andriguetto JúniorDiretor de Operação Diretor de Engenharia

Gilberto Odilon EggersDiretor Presidente

DEPARTAMENTO DE CONTABILIDADE

Sandro Rodrigues da Silva

Gerente do Departamento de Contabilidade Contador CRC-SC 15360/O-9

Florianópolis, 27 de abril de 2017.

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Demonstrações Contábeis Regulatórias e Relatório da ...³rio da Administração e... · Nesta publicação constam informações detalhadas sobre as ações e o desempenho empresarial