Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S/A ... · Presente nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no ... programa de

1 Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A

Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A | Resultados de 2017

Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S/A

Relatório da Administração e Demonstrações Financeiras de 2017

Resultados de 2017


Relatório da Administração A Administração da Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A (“Energisa Borborema” ou “Companhia”) apresenta os fatos e eventos marcantes do exercício de 2017, acompanhados das Demonstrações Financeiras correspondentes, preparadas de acordo com os Padrões Internacionais de Demonstrações Financeiras (International Financial Reporting Standards – IFRS). Essas demonstrações foram revisadas e aprovadas pela Diretoria em 14 de março de 2018. 1 Considerações gerais

Presente nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no estado da Paraíba, a Energisa Borborema atende a aproximadamente 210 mil consumidores.

Em 2017, a Companhia mais uma vez foi reconhecida pelo empenho na prestação de serviço de qualidade aos seus consumidores. Em pesquisa realizada pela Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica (“Abradee”), a Energisa Borbotema recebeu duas premiações no Prêmio Abradee 2017: “Melhor Empresa em Responsabilidade Social” e “Melhor Empresa em Gestão Operacional” na sua categoria. No ano, o Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP) foi de 83,3%, enquanto a média nacional de 76,8%.

2 Investimentos

Com foco em obras que visam à melhoria da qualidade dos serviços prestados, regularização, construção de redes e ligação de novos clientes, a Energisa Borborema investiu ao longo dos últimos três anos R$ 88,0 milhões, dos quais R$ 14,3 milhões em 2017, contra R$ 16,1 milhões em 2016. A composição dos investimentos no quarto trimestre e em 2017 é a seguinte: Descrição Valore em R$ milhões 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Ativos Elétricos 2,8 2,1 + 33,3 11,2 11,6 - 3,4

Obrigações Especiais (*) 1,2 0,1 + 1.100,0 2,1 2,1 -

Ativos Não Elétricos 0,5 0,5 - 1,0 2,4 - 58,3

Total dos Investimentos 4,5 2,7 + 66,7 14,3 16,1 - 11,2

(*) As “Obrigações Especiais” são recursos aportados pela União, Estados, Municípios e Consumidores para a concessão e não compõe a Base de Remuneração Regulatória da distribuidora.

Entre as realizações em 2017, destacam-se:

i. programa de investimentos no sistema de distribuição de média e alta tensão, associados à melhoria da

qualidade do produto e do serviço; ii. conclusão da obra da subestação Borborema 69/13,8 kV – 22,5 MVA e da linha de distribuição de 69 kV

associada; e iii. conclusão da obra de adequação da subestação 69/13,8 kV – 35,0 MVA Campina Grande I. O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais ativos operacionais da Companhia no ano: Descrição do ativo 2017 2016 Acréscimo

Subestações – nº 8 8 -

Capacidade instalada nas subestações – MVA 185 193 - 8,0

Linhas de transmissão – km 45 45 -

Redes de distribuição (próprias) – km 5.527 5.271 + 256,0

Transformadores instalados nas redes de distribuição – nº 4.433 4.328 + 105,0

Capacidade instalada nas redes de distribuição (próprias) – MVA 198 190 + 8,0

Resultados de 2017


3 Desempenho econômico-financeiro

3.1 Destaques Resume-se a seguir o desempenho econômico-financeiro da Companhia em 2017: Descrição 2017 2016 Variação %

Resultados – R$ milhões

Receita Operacional Bruta 400,0 367,6 + 8,8

Receita Operacional Bruta, sem receita de construção 387,5 352,6 + 9,9

Receita Operacional Líquida 253,0 224,7 + 12,6

Receita Operacional Líquida, sem receita de construção 240,5 209,7 + 14,7

Resultado antes das Receitas e Despesas Financeiras (EBIT) 39,0 20,0 + 95,0

EBITDA 43,8 27,2 + 61,0

EBITDA Ajustado 47,8 31,7 + 50,8

Resultado financeiro (0,8) (1,5) - 46,7

Lucro Líquido 30,7 16,9 + 81,7

Indicadores Financeiros - R$ milhões

Ativo Total 352,6 261,2 + 35,0

Caixa/Equivalentes de Caixa/Aplicações Financeiras 81,8 27,1 + 201,8

Patrimônio Líquido 126,5 115,6 + 9,4

Endividamento Líquido 33,4 41,7 - 19,9

Indicadores Operacionais

Número de Consumidores Cativos (mil) 210,0 208,6 + 0,7

Vendas de energia a consumidores cativos (GWh) 549,3 602,0 - 8,8

Vendas de energia a consumidores cativos + livres (TUSD) - GWh 634,2 620,8 + 2,2

Indicador Relativo

EBITDA Ajustado/Receita Líquida (%) 18,9 14,1 + 4,8 p.p

Endividamento líquido/EBITDA Ajustado (vezes) 0,7 1,3 - 46,2

Obs.: EBITDA Ajustado: EBITDA mais acréscimos moratórios de contas de energia.

Resultados de 2017


3.2 Receita operacional bruta e líquida Em 2017, a Energisa Borborema apresentou receita operacional bruta, sem a receita de construção que é atribuída margem zero, de R$ 387,5 milhões contra R$ 352,6 milhões registrados em 2016, aumento de 9,9% (R$ 34,9 milhões). A receita operacional líquida, também deduzida da receita de construção, mostrou acréscimo de 14,7% (R$ 30,8 milhões) no ano, para R$ 240,5 milhões. A seguir, as receitas operacionais por classe de consumo:

Descrição

Trimestre Exercício

4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

(+) Receita de energia elétrica (mercado cativo) 79,2 76,8 + 3,1 302,4 321,3 - 5,9

Residencial 37,1 34,7 + 6,9 143,0 140,0 + 2,1

Industrial 9,0 10,7 - 15,9 33,3 56,6 - 41,2

Comercial 21,4 20,4 + 4,9 81,7 83,5 - 2,2

Rural 2,6 2,4 + 8,3 9,6 9,4 + 2,1

Outras classes 9,1 8,6 + 5,8 34,8 31,8 + 9,4

(+) Suprimento de energia elétrica 5,1 8,0 - 36,3 39,5 29,7 + 33,0

(+) Fornecimento não faturado líquido 1,5 1,0 + 50,0 0,6 (0,6) -

(+) Disponibilidade do sistema elétrico 2,9 1,6 + 81,3 11,1 2,3 + 382,6

(+) Receitas de construção 3,5 2,8 + 25,0 12,5 15,0 - 16,7

(+) Constituição e amortização - CVA 4,5 1,7 + 164,7 13,8 (16,4) -

(+) Subvenções vinculadas aos serviços concedidos 4,2 3,6 + 16,7 16,1 13,2 + 22,0

(+) Ativo financeiro indenizável da concessão 2,1 0,2 + 950,0 2,5 1,4 + 78,6

(+) Outras receitas 0,1 0,3 - 66,7 1,5 1,7 - 11,8

(=) Receita bruta 103,1 96,0 + 7,4 400,0 367,6 + 8,8

(-) Impostos sobre vendas 28,8 27,6 + 4,3 111,2 111,8 - 0,5

(-) Deduções bandeiras tarifárias 3,0 0,7 + 328,6 8,4 0,7 + 1.100,0

(-) Encargos setoriais 6,6 7,7 - 14,3 27,4 30,4 - 9,9

(=) Receita líquida 64,7 60,0 + 7,8 253,0 224,7 + 12,6

(-) Receitas de construção 3,5 2,8 + 25,0 12,5 15,0 - 16,7

(=) Receita líquida, sem receitas de construção 61,2 57,2 + 7,0 240,5 209,7 + 14,7

Dentre os fatores que impactaram as receitas se destacam: i) acréscimo de 0,7% no número de consumidores e o aumento de 2,2% do consumo no mercado cativo e livre (aumento de 0,9% no 4T17), conforme mencionados no item 4.4 deste relatório; ii) constituição de receita no valor de R$ 13,8 milhões em 2017 (R$ 4,5 milhões no 4T17) em decorrência de reconhecimento de ativos e passivos financeiros regulatórios, contra amortização de despesas de ativos e passivos regulatórios no montante de R$ 16,4 milhões em 2016 (receitas de R$ 1,7 milhão no 4T16); e iii) constituição de ativo financeiro indenizável no valor de R$ 2,5 milhões em 2017 (R$ 2,1 milhões no 4T17). 3.3 Ambiente regulatório 3.3.1 Bandeiras tarifárias Em janeiro de 2015 entrou em vigor o “Sistema de Bandeiras Tarifárias”, que repassa automaticamente ao consumidor final o custo incorrido pela distribuidora sempre que a compra de energia for afetada pelo despacho termelétrico de maior custo, diminuindo o carregamento financeiro entre os reajustes tarifários. O funcionamento das bandeiras tarifárias é representado pelas as cores verde, amarela ou vermelha, que indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração de eletricidade. Em 24 de outubro de 2017, a Aneel aprovou as novas tarifas adicionais de bandeira, que vigorarão a partir de novembro deste ano: i) Bandeira Tarifária Verde: sem cobrança adicional (condições favoráveis de geração); ii) Bandeira Tarifária Amarela: R$ 2,00 a cada 100 (kWh); iii) Bandeira Tarifária Vermelha - Patamar 1: R$ 3,00 a cada 100 (kWh); e iv) Bandeira Tarifária Vermelha - Patamar 2: R$ 5,00 a cada 100 (kWh) Em 2017, as receitas auferidas pela EBO provenientes das bandeiras tarifárias totalizaram R$ 2,9 milhões, contra R$ 5,2 milhões em 2016.

Resultados de 2017


3.3.2 Reajuste tarifário anual e revisão tarifária A Agência Nacional de Energia Elétrica (“Aneel”) aprovou, em 31 de janeiro de 2017, a 4ª revisão tarifária periódica da Energisa Borborema, aplicada a partir de 4 de fevereiro de 2017. O efeito médio percebido pelos consumidores em relação à tarifa anteriormente praticada representou aumento de 0,43%, sendo 5,44% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e redução de 1,97% para os consumidores atendidos em baixa tensão. O valor da “Parcela B”, sem ajustes, foi homologado em R$ 77,0 milhões, composto, principalmente, por custos operacionais anuais de R$ 48,4 milhões, remuneração do capital de R$ 17,0 milhões e quota de reintegração regulatória de R$ 6,5 milhões, dentre outros. Após a consideração do índice de produtividade e a melhoria da qualidade no fornecimento de energia observado entre 2014 e 2015, e da dedução de outras receitas, o valor final da Parcela B atingiu R$ 74,8 milhões. Os componentes da remuneração do capital e da quota de reintegração regulatória são oriundos da “Base de Remuneração Regulatória”, que ficou assim definida: R$ 168,6 milhões para a base bruta e R$ 117,7 milhões para a líquida. A Aneel também estabeleceu as parcelas relativas ao Fator X da Energisa Borborema em 1,15% (componente “Pd” – ganhos de produtividade) e 0,55% (componente “T” – trajetória de adequação de custos operacionais). A esses percentuais ainda deverá ser somado ou subtraído o componente “Q” (incentivo à qualidade), a ser definido anualmente nos reajustes tarifários. Adicionalmente, em relação ao reconhecimento de perdas, ficou definido em 6,01% o patamar de perdas técnicas sobre a energia injetada. Em relação às perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, foi definida em 2,59%, sem trajetória de redução até o final deste ciclo tarifário.

3.3.3 Recursos da Conta de Desenvolvimento Energético A Aneel também homologou recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), repassados a Energisa Borborema pelas Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, referentes a subsídios tarifários concedidos aos consumidores de baixa renda e usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica no montante de R$ 16,1 milhões em 2017 (R$ 13,2 milhões em 2016). O valor foi registrado pela Companhia como receita operacional.

Resultados de 2017


3.4 Despesas operacionais As despesas operacionais, excluindo os custos de construção, totalizaram R$ 214,0 milhões em 2017 e R$ 53,9 milhões no 4T17, crescimento de 4,5% (R$ 9,2 milhões) e aumento de 1,1% (R$ 0,6 milhão) respectivamente, quando comparadas com os mesmos períodos do ano anterior. Desse total, as despesas controláveis, com PMSO, cresceram 4,8% ou R$ 1,8 milhão (redução de 1,6% ou R$ 0,2 milhão no 4T17), totalizando R$ 39,4 milhões (R$ 12,1 milhões no 4T17). As despesas não controláveis cresceram 9,2% em 2017 (redução de 8,3% no 4T17), totalizando R$ 157,3 milhões (R$ 37,8 milhões no 4T17). A composição das despesas operacionais pode ser assim demonstrada:

Composição das despesas operacionais Valores em R$ milhões


4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

1 Custos e Despesas não controláveis 37,8 41,2 - 8,3 157,3 144,1 + 9,2

1.1 Energia comprada 33,6 35,8 - 6,1 140,7 128,6 + 9,4

1.2 Transporte de potência elétrica 4,2 5,4 - 22,2 16,6 15,5 + 7,1

2 Custos e Despesas controláveis 11,9 7,3 + 63,0 38,0 37,2 + 2,2

2.1 PMSO 12,1 12,3 - 1,6 39,4 37,6 + 4,8

2.1.1 Pessoal 6,6 6,2 + 6,5 20,1 17,3 + 16,2

2.1.2 Fundo de pensão 0,1 - - 0,4 0,1 + 300,0

2.1.3 Material 0,8 0,4 + 100,0 2,3 2,0 + 15,0

2.1.4 Serviços de terceiros 3,4 4,5 - 24,4 13,5 15,7 - 14,0

2.1.5 Outras 1,2 1,2 - 3,1 2,5 + 24,0

Multas e compensações 0,7 - - 0,7 0,1 + 600,0

Contingências (liquidação de ações cíveis) 0,3 0,7 - 57,1 1,3 1,4 - 7,1

Outros 0,2 0,5 - 60,0 1,1 1,0 + 10,0

2.2 Provisões/Reversões (0,2) (5,0) - 96,0 (1,4) (0,4) + 250,0

2.2.1 Contingências (0,3) (0,5) - 40,0 (2,3) (2,1) + 9,5

2.2.2 Devedores duvidosos 0,1 (4,5) - 0,9 1,7 - 47,1

3 Demais receitas/despesas 0,7 2,0 - 65,0 6,2 8,5 - 27,1

3.1 Depreciação e amortização (0,4) 1,7 - 4,8 7,2 - 33,3

3.2 Outras receitas/despesas 1,1 0,3 + 266,7 1,4 1,3 + 15,4

Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, s/ construção) 50,4 50,5 - 0,2 201,5 189,8 + 6,2

Custo de construção (*) 3,5 2,8 + 25,0 12,5 15,0 - 16,7

Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, c/ construção) 53,9 53,3 + 1,1 214,0 204,8 + 4,5

(*) Os custos de construção estão representados pelo mesmo montante em receita de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 – Contratos de Concessão e correspondem aos custos de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica, sendo o custo de construção igual à receita de construção.

3.5 Lucro líquido, geração de caixa e dividendos

Em 2017, a Energisa Borborema registrou lucro líquido de R$ 30,7 milhões contra R$ 16,9 milhões registrados no ano anterior, aumento de 81,7%. A geração operacional de caixa (EBITDA ajustado) atingiu R$ 47,8 milhões em 2017, contra R$ 31,7 milhões apurados em 2016, crescimento de 50,8%. Esse desempenho decorre, principalmente, do aumento das receitas operacionais, vis-à-vis o crescimento do consumo de energia elétrica e racionalização das despesas operacionais. No 4T17, a Energisa Borborema registrou lucro de R$ 8,7 milhões contra R$ 3,0 milhões no 4T16, aumento de 190,0%. A evolução do lucro líquido e da geração de caixa da Companhia é a seguinte:

Composição da Geração de Caixa Valores em R$ milhões


4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

(=) Lucro Líquido 8,7 3,0 + 190,0 30,7 16,9 + 81,7

(-) Contribuição social e imposto de renda (3,2) (1,4) + 128,6 (7,5) (1,6) + 368,8

(-) Resultado financeiro 1,0 (2,4) - (0,8) (1,5) - 46,7

(-) Depreciação e amortização 0,4 (1,7) - (4,8) (7,2) - 33,3

(=) Geração de caixa (EBITDA) 10,5 8,5 + 23,5 43,8 27,2 + 61,0

(+) Receita de acréscimos moratórios 1,1 1,1 - 4,0 4,5 - 11,1

(=) Geração ajustada de caixa (EBITDA Ajustado) 11,6 9,6 + 20,8 47,8 31,7 + 50,8

Margem do EBITDA Ajustado (%) 17,9 16,0 + 1,9 p.p 18,9 14,1 + 4,8 p.p

Resultad

Energisa B

Codisi) e20de 4

A Eneind 4. O cpaprosej O c

D

Not

(1) V O g

dos de 2017

Borborema - Di

m base nos stribuição deem 31 de ag17, o monta R$ 10,0 mil

Desempe

manutençãoergisa Borbodicadores de

1 Perdas d

combate ao ra aperfeiçoodutividade ja, 5,87%, co

comportame

Perdas

Dez/16

7,50

a: Para cálculo do

Perdas

Dez/16

52,8

Variação junho de

gráfico, a se

7

stribuidora de

resultados ae dividendos gosto de 201nte de R$ 4,hões (R$ 33,

nho operac

o do foco naorema apres

e satisfação e

e energia

furto e à fraoar ainda mdas equipes

ontra 48,6 GW

ento das perd

Técnicas (%)

Set17 D

7,97

os percentuais ap

s Técnicas (GW

Set17

56,2

e 2017/março de 2

guir, aprese

Energia S/A

alcançados e à conta do 17, o valor d,0 milhões (R,9401593956

cional

a qualidade sentar consiem pesquisas

aude tem sidmais a fiscs. Em 2017, Wh ou 6,90%

das de energ

Dez/17 D

7,64 (

resentados acima

Wh)

Dez/17

54,3

2017. Nota: Os da

nta as perda

em 2017, a exercício node R$ 12,4 mR$ 13,665234 por ação).

da energiastentes índis com os con

do foco consalização da as perdas d% em 2016.

gia da Compa

Perdas Não

ez/16 S

0,60) (2

a, foram considera

Perdas

Dez/16

(4,2)

ados são passíveis

as totais de e

administraço valor de R$milhões (R$ 418 por ação

a fornecida ces operacio

nsumidores.

stante das aças ligações de energia e

anhia foi o se

Últimos 12 mese

o-Técnicas (%)

Set17 De

2,52) (1

ados os valores de

Últimos 12 mese

s Não-Técnicas

Set17

(17,8)

de recontabilizaç

energia elétr

ão irá propo$ 26,4 milhõe 42,40715409o); e iii) em

e a excelênonais, que e

ções gerenciem suas u

elétrica da C

eguinte:

es

ez/17 De

1,77) 6

e energia não fatu

es

s (GWh)

Dez/17

-12,6

ções de energia re

rica da EBo n

or à ratificaçes, já tendo 9 por ação; 24 de fevere

ncia no atenevidenciam

ais da Compnidades conCompanhia s

Perdas T

ez/16 Se

6,90 5

urada.

Dez/16

48,6

ealizadas pela CC

nos últimos q

ção da Asse sido totalm ii) em 21 deiro de 2018

ndimento têa posição p

panhia, que bnsumidoras situaram em

Totais (%)

et17 Dez

,45 5,

Perdas Totais (

Set17 De

38,4 4

CEE.

quatro anos:

embleia Geraente pagos ee dezembro, a importân

êm permitidoprivilegiada

busca trabale aumentar

m 41,7 GWh,

Anez/17

,87 7,54

(GWh)

ez/17 Var.(%

41,7 + 8,5

7

al a em: de

ncia

o à dos

lhar r a ou

el

4

%)(1)

5

Resultad

Energisa B

4.4. A forpe 4. A Cme20 4.

A indde 4,0ma Os cin

dos de 2017

Borborema - Di

2 Gestão2.1 Taxa d

relação perrnecimento frcentuais.

2.2 Taxa d

Companhia teses sobre a16.

3 Indicado

prioridade ddicadores de energia (FE02 horas, e oas muito aba

gráficos, a nco anos:

7

stribuidora de

o da Inadimde Inadimp

centual entfaturado da

e Arrecada

também paso faturamen

res de qua

dada aos ine fornecimenEC e DEC). Oo FEC també

aixo do limite

seguir, apre

Energia S/A

mplência plência

re a soma Companhia,

ação

ssou a divulgnto bruto do

lidade dos

nvestimentosnto de energO indicador ém apresente estabelecid

sentam os in

da provisão , em 2017 fo

gar a taxa deo mesmo per

serviços –

s em qualidgia pela ComDEC apresen

tou redução do pela Anee

ndicadores d

para créditoi de 0,28%,

e arrecadaçríodo. Em 20

DEC e FEC

dade tem pempanhia, expntou queda de 23,2%, pel.

de qualidade

tos de liqui, contra 0,50

ão, represen017, essa tax

ermitido alcpressos por de 18,7%, p

passando de

e de energia

dação duvid0% em 2016

ntada pela axa ficou em

cançar melhfrequência eassando de 3,22 vezes,

elétrica (DE

dosa com in., melhoria

arrecadação 98,74%, con

horias constae duração da4,94 horas, em 2016, p

EC/FEC) da E

ncobráveis, ede 0,22 pon

dos últimosntra 98,88%

antes nos sas interrupç em 2016, para 2,47 vez

EBO nos últim

8

e o ntos

s 12 em

seus ções para zes,

mos

Resultad

Energisa B

4.4 Emda fatcom

Me

1

2

3

4

5

O cin

A Ereg

dos de 2017

Borborema - Di

4 Mercado

m 2017, as ve Energisa Boturado, totamportament

ercado de Ener

Residenci

Industrial

Cat

Livr

Comercia

Cat

Livr

Rural

Outras Cla

Vendas de eEnergia assocMercado cativFornecimentoMercado cativ

gráfico, a senco anos:

Energisa Borgistrada no m

7

stribuidora de

de energia

endas de eneorborema, salizaram 634to do mercad

rgia - Descrição

al

tivo

re

l

tivo

re

asses

nergia no merciada aos consumvo + TUSD (1+2

o Não faturado vo + TUSD + fo

eguir, aprese

rborema encmesmo perío

Energia S/A

a

ergia elétricasomadas à e4,8 GWh, audo por classe

o

cado cativo midores livres (2)

ornecimento nã

enta a evolu

cerrou 2017 odo de 2016,

a a consumidenergia assocumento de e de consumo

TUSD)

ão faturado (3+

ução do mer

com 209.98 e com 12 co

dores finais (ciada aos co2,3% (crescio foi o segui

4T17

60,1

34,1

16,6

17,5

40,0

35,1

4,9

6,2

20,2

138,222,4

160,63,3

+4) 163,9

rcado de ene

81 unidades onsumidores

(mercado caonsumidoresimento de 1nte:

Trimestre

4T16

59,9

31,6

22,6

9,0

40,6

36,8

3,8

6,0

21,1

146,3 12,8 159,1 2,4 161,5

ergia elétric

consumidora livres.

ativo), localiz livres (TUS1,5% no 4T1

Var. %

+ 0,3

+ 7,9

- 26,5

+ 94,4

- 1,5

- 4,6

+ 28,9

+ 3,3

- 4,3

- 5,5 + 75,0 + 0,9

+ 37,5 + 1,5

a em GWh,

as cativas, q

zados na áreSD) e ao for17) em rela

Exe

2017 20

240,4

134,2

64,8

69,4

155,7

140,3

15,4

23,8

80,0

549,3 84,9

634,2 0,6

634,8

cativo e liv

quantidade 0

ea de concesrnecimento nação a 2016

rcício

016 Var.

235,7 +

131,4 +

122,5 - 4

8,9 + 67

156,7 -

146,8 -

9,9 + 5

23,8

73,2 +

602,0 -18,8 + 35

620,8 +(0,4)

620,4 +

vre, nos últim

0,7% superio

9

ssão não . O

%

+ 2,0

+ 2,1

47,1

79,8

- 0,6

- 4,4

55,6

-

+ 9,3

8,8 51,6 2,2

- 2,3

mos

or à

Resultados de 2017


5 Estrutura de capital

Em 31 de setembro de 2017, o saldo consolidado de caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras da Companhia totalizou R$ 125,4 milhões, que incluem os créditos referentes à subvenção tarifária e baixa renda (CDE) e Conta de Compensação dos Valores da Parcela A (CVA). Por sua vez, a dívida líquida da Companhia, que englobam empréstimos, financiamentos, arrendamentos, encargos financeiros, parcelamento de impostos, fundo de pensão, créditos setoriais e instrumentos financeiros derivativos líquidos, passou de R$ 41,7 milhões em 31 de dezembro de 2016 para R$ 33,4 milhões em 31 de dezembro de 2017. Consequentemente, a relação entre a dívida líquida, com os créditos setoriais, e o EBITDA Ajustado ao fim de 2017 foi de 0,7 vezes. A seguir, as dívidas de curto e longo prazo da Companhia em 31 de dezembro de 2017 e 2016: Descrição Valores em R$ milhões 31/12/2017 31/12/2016

Circulante 31,9 10,9

Empréstimos e financiamentos 29,1 8,1

Encargos de dívidas 1,6 0,8

Instrumentos financeiros derivativos líquidos 1,2 2,0

Não Circulante 93,3 52,0

Empréstimos e financiamentos 94,4 52,6

Instrumentos financeiros derivativos líquidos (1,1) (0,6)

Total das dívidas 125,2 62,9

(-) Disponibilidades financeiras 81,8 27,1

Total das dívidas líquidas 43,4 35,8

(-) Créditos CDE (subvenção tarifária e baixa renda) 6,3 1,7

(-) Créditos CVA 3,7 (7,6)

Total das dívidas líquidas deduzidas de créditos setoriais 33,4 41,7 Indicador Relativo Divida líquida/EBITDA Ajustado (1) 0,7 1,3

(1) EBITDA Ajustado = EBITDA + Receitas de acréscimos moratórios.

Evolução da alavancagem - Dívida líquida (R$ milhões) e dívida líquida/EBITDA Ajustado (vezes) –

41,7 40,9 36,8

40,5

33,4

1,3 1,3

0,9 0,9 0,7

dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17

Dívida líquida Dívida líquida / EBITDA Ajustado

Resultados de 2017


6 Gestão de pessoas

Na busca por aprimorar a atuação da área e promover a ampliação das premissas de uma administração ágil e flexível, a Energisa Borborema investe na gestão de pessoas para promover a melhoria constante na qualidade de seus serviços. Encerrou o exercício com 233 colaboradores próprios e 69 terceirizados, sem considerar os empregados das empresas prestadoras de serviços ligadas à construção.

As dinâmicas de gestão de pessoas da distribuidora estão alinhadas aos valores e à missão da companhia, buscando impulsionar o desempenho dos colaboradores e construir competências estratégicas que possibilitem oportunidades de desenvolvimento de carreira.

Em 2017, o Grupo Energisa revisou sua política de recursos humanos e definiu as características dos colaboradores que contribuem para o desenvolvimento dos negócios em um ambiente competitivo e de constantes transformações. Foram definidas oito competências, amplamente informadas em uma campanha de comunicação interna: Apaixonado pelo Cliente, Ligado na Estratégia, Energisa de Coração, Agregador, Focado no resultado, Comprometido com a saúde e a segurança, Inovador e Líder de energia.

No ano, a Energisa Borborema investiu R$ 23 mil em treinamento e educação. A capacitação é feita por meio de cursos presenciais, leitura e visitas técnicas, assim como com o apoio de videoconferências e Ensino a Distância (EAD), visando otimizar tempo e custos com deslocamento.

Um dos mais importantes veículos de disseminação e alinhamento da cultura, valores, competências da liderança e objetivos estratégicos do Grupo Energisa é a Academia de Líderes. Com formação acelerada, proporciona aos líderes maior preparação para o crescimento e a sustentação das atividades. O movimento da Academia acontece por meio de trilhas e módulos de desenvolvimento com foco nas necessidades de cada negócio e de acordo com cada estágio de maturidade da liderança.

Um Programa de Sucessão tem como ponto de partida o mapeamento dos talentos que ocorre durante a avaliação de desempenho por competências e apoia a identificação de novos líderes. Esse é um dos processos mais significativos no planejamento de gestão de pessoas, pois estabelece critérios e procedimentos para identificar e desenvolver colaboradores que tenham potenciais ou estejam aptos a ocupar posições estratégicas na organização. A Borborema mantém ainda um programa de seleção de trainees que permite desenvolver uma nova geração de líderes.

Em 2017, houve a continuidade da parceria com o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai) para a formação de eletricistas de rede. O objetivo é capacitar profissionais para atuar na rede de distribuição, contribuindo para melhoria da qualificação profissional, empregabilidade e geração de renda nas comunidades atendidas pelo programa.

Saúde e segurança

O Plano de Segurança do Trabalho busca a garantir que a segurança de colaboradores, clientes e comunidade esteja sempre em primeiro lugar. Ele é destinado a prevenir acidentes nas atividades de rotina dos colaboradores, com base em princípios educacionais e de fortalecimento da responsabilidade, do comprometimento, do planejamento e do estímulo a uma atitude prevencionista do colaborador.

Uma Comissão de Procedimentos Operacionais (Cope) promoveu fóruns com o objetivo de identificar procedimentos e promover melhorias com base nas experiências de cada unidade e em benchmarkings externos. Além disso, palestras e reuniões buscaram conscientizar colaboradores e comunidade em relação às boas práticas de segurança. Uma das principais ações de 2017 foi o foco no acrônimo Ditais (Desligar, Impedir, Testar, Aterrar, Isolar), que conjuga simplicidade na memorização da prática diária do valor segurança. 7 Responsabilidade socioambiental

Ciente de sua responsabilidade e da importância do seu papel social nas comunidades onde está inserida, a Energisa Borborema apoia e desenvolve projetos que promovam educação, cultura, esporte, geração de renda, empreendedorismo, melhoria ambiental e desenvolvimento econômico e social. Há também ênfase em programa de eficiência energética, com foco em educação para o consumo consciente de energia.

Resultados de 2017


Com esse compromisso, a EBO foi vencedora, em 2017, na categoria Responsabilidade Social para empresas com até 500 mil consumidores do Prêmio Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica).

Entre as principais ações realizadas no ano, destacam-se:

Eficiência energética

A empresa investiu R$ 643 mil em 2017 em projetos de eficiência energética, que beneficiaram 1.675 unidades consumidoras e permitiram economizar 897,2 MWh/ano, energia suficiente para abastecer aproximadamente 400 residências com consumo médio mensal de 200 kWh durante um ano. Os principais projetos são:

Nossa Energia – Conjunto de iniciativas para o combate ao desperdício de energia em comunidades de baixa renda, órgãos públicos e hospitais. Incluem substituição de lâmpadas e doação de equipamentos eficientes (como refrigeradores e aparelhos de ar-condicionado), adequação das instalações elétricas internas, e palestras sobre o uso racional da energia elétrica.

Energia Solidária – Incentiva a compra de equipamentos eficientes com selo A – Procel com desconto entre 40% e 50% em troca de uma doação, pelo cliente, de 10% do valor pago pelo equipamento para instituições sociais da área de concessão.

Projetos culturais

Os programas socioculturais são executados com o apoio da Fundação Ormeo Junqueira Botelho, que completou 30 anos em 2017. Atua na análise técnica e cultural dos projetos patrocinados e é responsável pela gestão dos espaços culturais mantidos pela Energisa, como a Usina Cultural em João Pessoa (PB).

Patrocínios e apoios – A empresa apoia projetos culturais como festivais regionais, feiras, simpósio, exposições agropecuárias e seminários que tenham como objetivo promover a cultura e o desenvolvimento econômico, regional e social das comunidades, contribuindo para o estímulo e acessibilidade ao lazer, ao esporte e à cultura, além de despertar noções de cidadania e de valorização da sociedade.

Projetos educacionais

Biblioteca Energisa e Balcão de Livros – Espaço localizado na agência de atendimento, incentiva a leitura como ferramenta para o desenvolvimento intelectual. Clientes adimplentes da concessionária podem pegar emprestado livros nacionais e estrangeiros, de autores conhecidos e aclamados pela crítica. As bibliotecas somam um acervo com 6,1 mil obras literárias.

Projeto Nossa Energia na Escola – Por meio de palestras educacionais sobre consumo consciente, capacita alunos e educadores do ensino fundamental e médio como multiplicadores dos conceitos de uso eficiente e seguro da energia elétrica residencial, visando à criação de hábitos que levem ao desenvolvimento sustentável e ao combate do desperdício de energia elétrica.

Programa Zé da Luz na Escola – Tem como objetivo conscientizar a comunidade sobre os riscos e perigos da energia elétrica, especialmente no que se refere a soltar pipas, brincadeira com alto índice de acidentes na rede.

Iniciativas ambientais

Comprometida com a conservação dos recursos naturais e a adoção de iniciativas sustentáveis do ponto de vista social, econômico e ambiental, a Energisa Borborema adota iniciativas para reduzir o impacto das operações sobre o meio ambiente, destacando-se:

Atualização em 2017 de todas as Instruções de Controle Ambiental (ICAs), fruto do 1º Workshop de Gestão Ambiental do Grupo Energisa.

Uso de cabos isolados nas redes de baixa-tensão, onde a arborização poderia ser mais afetada pelo contato com linhas energizadas. Nas redes de média-tensão que têm proximidade com arborização são usados cabos protegidos, de forma a evitar podas indesejáveis.

A Comissão de Procedimentos de Operação e Execução (CPOE) analisa e propõe melhorias na gestão ambiental, com o objetivo de avaliar e prescrever procedimentos que eliminem ou reduzam os riscos, garantindo uma operação segura e sem impactos negativos.

Descarte controlado de lâmpadas de vapor de sódio, vapor de mercúrio e fluorescente existentes em suas instalações próprias e na infraestrutura de iluminação pública.

Regeneração de óleos isolantes usados em equipamentos e recuperação de óleo lubrificante industrial, garantindo a reutilização do material e evitando a poluição do meio ambiente

Resultados de 2017


Papa-lâmpadas, pilhas e baterias, para recolhimento e descarte por empresa especializadas. O móvel para a coleta dos materiais fica em local de fácil acesso nos prédios da empresa.

Coleta seletiva, com destinação correta de resíduos para processos de reaproveitamento com empresa licenciadas.

Campanhas para reduzir consumo de água e energia, educação com base nos 3Rs (Reduzir, Reutilizar e Reciclar), educação para o consumo consciente e uso seguro da energia, com distribuição de cartilhas e palestras nas escolas em datas comemorativas dedicadas aos temas.

Comemoração do Dia da Água, com iniciativas educacionais em escolas e na comunidade, e do Dia do Meio Ambiente, quando os filhos dos colaboradores foram para a empresa e aprenderam a plantar árvores, economizar água e participaram de palestras educativas sobre meio ambiente.

Atuação em parceria com o poder público municipal para incluir a compatibilidade com a arborização no planejamento de obras e treinamento de procedimentos adequados para poda de árvores.

Contratação de fornecedores que comprovadamente tenham boa conduta ambiental.

Iniciativas relativas à ética

Ética e integridade – O Código de Ética e Conduta da empresa é um guia para os colaboradores no relacionamento com os diversos públicos. Um Comitê de Ética integrado por representantes de diversas áreas tem como responsabilidade promover o cumprimento e aprimoramento do documento.

8 Serviços prestados pelo auditor independente

Em atendimento ao rodízio obrigatório previsto no artigo 31 da Instrução Normativa CVM nº 308 e conforme definido pelo Conselho de Administração da Companhia, foi aprovada a contratação da Ernst & Young Auditores Independentes na qualidade de novo auditor independente da Companhia a partir do primeiro trimestre de 2017. A remuneração total desses auditores pelos serviços prestados para a Companhia em 2017 foi de R$ 172 mil pela revisão contábil das demonstrações financeiras. A política de contratação adotada pela Companhia atende aos princípios que preservam a independência do auditor, de acordo com as normas vigentes, que determinam, principalmente, que o auditor não deve auditar seu próprio trabalho, nem exercer funções gerenciais para seu cliente ou promover os seus interesses.

A Administração.

Resultados de 2017


Demonstrações financeiras

1. Balanço Patrimonial Ativo

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A

BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017

(Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Ativo

Circulante

Caixa e equivalente de caixa 5.1 67.981 18.708

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 5.2 10.594 4.546

Consumidores e concessionárias 6 41.124 42.845

Estoques 565 740

Tributos a recuperar 7 9.245 8.865

Ativo financeiro setorial 9 42.877 14.417

Despesas pagas antecipadamente 542 562

Outros créditos 10 8.460 4.480

Total do circulante 181.388 95.163

Não circulante

Realizável a longo prazo



Tributos a recuperar 7 1.338 2.953

Créditos tributários 12 16.652 23.259

Cauções e depósitos vinculados 19 5.057 5.113

Instrumentos financeiros derivativos 27 1.144 645

Ativo financeiro setorial 9 4.260 1.292

Contas a receber da concessão 13 55.615 47.949

94.190 90.245

Investimentos 81 81

Intangível 14 76.025 74.744

Imobilizado 14 877 955

Total do não circulante 171.173 166.025

Total do ativo 352.561 261.188

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Resultados de 2017


2. Balanço Patrimonial Passivo

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A BALANÇO PATRIMONIAL

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 (Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Passivo

Circulante

Fornecedores 15 23.140 20.092

Encargos de dívidas 16 1.584 760

Empréstimos e financiamentos 16 29.115 8.111

Impostos e contribuições sociais 17 8.801 8.333

Encargos setoriais 18 3.228 4.463

Obrigações estimadas 869 1.051

Passivo financeiro setorial 9 38.068 20.909

Instrumentos financeiros derivativos 27 1.172 2.034

Contribuição de iluminação publica 2.295 2.185

Outras contas a pagar 8.893 3.063


Não circulante

Fornecedores 15 403 403

Empréstimos e financiamentos 16 94.489 52.638

Impostos e contribuições sociais 17 1.531 10.743

Provisões para riscos trabalhistas, civeis e fiscais 19 4.353 6.531

Encargos setoriais 18 2.583 1.773

Passivo financeiro setorial 9 5.406 2.435

Outras contas a pagar 127 93

Total do não circulante 108.892 74.616

Patrimônio líquido

Capital social 20.1 78.159 73.540

Reservas de capital 20.2 24.098 24.098

Reservas de lucros 20.3 e 20.4 14.305 14.551

Dividendos adicionais propostos 20.5 9.942 3.382

Total do patrimônio líquido 126.504 115.571

Total do passivo e patrimônio líquido 352.561 261.188


Resultados de 2017


3. Demonstração de Resultados

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 (Em milhares de reais, exceto o lucro por ação)

Nota 2017 2016

Receita operacional líquida 21 253.029 224.709

Custo do serviço prestado a terceiros 22 (194.721) (184.192)

Lucro bruto 58.308 40.517

Despesas gerais e administrativas 22 (17.925) (19.214)

Outras receitas 23 461 975

Outras despesas 23 (1.843) (2.272)

Resultado antes das receitas (despesas) financeiras e impostos 39.001 20.006

Receitas financeiras 24 13.050 13.067

Despesas financeiras 24 (13.807) (14.526)

Despesas financeiras líquidas (757) (1.459)

Lucro antes dos impostos 38.244 18.547

Imposto de renda e contribuição social corrente 12 (898) (5.983)

Imposto de renda e contribuição social diferido 12 (6.607) 4.371

Lucro líquido do exercício 30.739 16.935

Lucro básico e diluído por ação ordinária - R$ 25 104,94 57,81


4. Demonstração do Resultado Abrangente

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017


Nota 2017 2016


Itens que não serão reclassificados para a demonstração do resultado

Outros resultados abrangentes - -

Total de outros resultados abrangentes do exercício 30.739 16.935


Resultados de 2017


5. Demonstração dos Fluxos de Caixa

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 (Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Atividades operacionais


Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido 12 7.505 1.612

Despesas com juros, variações monetárias e cambiais - liquidas 4.485 2.100

Ativo financeiro indenizável da concessão 13 (2.534) (1.396)

Amortização e Depreciação 22 4.755 7.193

Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 22 904 1.667

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 22 (2.334) (2.075)

Marcação a Mercado da dívida 24 (624) 915

Marcação a Mercado Derivativos 24 (317) (23)

Instrumentos Financeiros Derivativos 24 1.004 2.616

Perda na alienação de bens do imobilizado e do intangível 23 1.047 939

Variações nas contas do ativo circulante e não circulante

Diminuição (aumento) de consumidores e concessionárias 6 179 (5.277)

Diminuição (aumento) de estoques 175 (29)

Diminuição (aumento) de impostos a recuperar 7 1.235 (1.794)

Diminuição de cauções e depósitos vinculados 19 56 68

Diminuição de despesas pagas antecipadamente 20 23

(Aumento) diminuição de ativo financeiro setorial 9 (30.986) 19.481

Aumento de outros créditos (5.027) (165)

Variações nas contas do passivo circulante e não circulante

Aumento (diminuiçção) de fornecedores 15 2.652 (250)

(Diminuição) de impostos e contribuições sociais 17 (6.152) (2.427)

Imposto de renda e contribuição social pagos (3.428) (2.979)

(Diminuição) de obrigações estimadas (182) (62)

Aumento (diminuição) de passivo financeiro setorial 9 18.353 (2.699)

Aumento (diminuição) de outras contas a pagar 5.497 (128)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 27.022 34.245

Atividades de investimentos

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados (2.873) 6.984

Aplicações no intangível e imobilizado (11.845) (14.513)

Alienação de bens do imobilizado e intangível 23 1.089 1.531

Caixa líquido consumido nas atividades de investimentos (13.629) (5.998)

Atividades de financiamento

Novos empréstimos e financiamentos 16 72.221 31.130

Pagamentos de empréstimos- principal 16 (9.943) (42.675)

Pagamentos de empréstimos- juros 16 (4.544) (4.555)

Liquidação de Instrumentos Financeiros Derivativos (2.048) 6.677

Pagamentos de dividendos 20.5 (19.806) (34.237)

Caixa líquido gerado (consumido) nas atividades de Financiamentos 35.880 (43.660)

Variação líquida do caixa 49.273 (15.413)

Caixa mais equivalentes de caixa iniciais 5 18.708 34.121

Caixa mais equivalentes de caixa finais 5 67.981 18.708


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

Resultados de 2017


6. Demonstração do Valor Adicionado – DVA

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO - DVA

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 (Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Geração do valor adicionado

Receitas

Receitas de vendas de energia elétrica e serviços 21 387.419 352.651

Outras receitas 23 461 758

Receitas relativas a construção de ativos próprios 21 e 24 12.606 15.623

Provisão e reversão p/créditos de liquidação duvidosa 22 (904) (1.667)

(-) Insumos adquiridos de terceiros

Custo da energia elétrica vendida 171.249 157.352

Materiais e serviços de terceiros 15.971 17.833

Outros custos operacionais 14.862 17.235

202.082 192.420

Valor adicionado bruto 197.500 174.945

Amortização e depreciação 22 4.755 7.193

Valor adicionado líquido 192.745 167.752

Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras 24 13.788 13.574

Valor adicionado total a distribuir: 206.533 181.326

Distribuição do valor adicionado:

Pessoal

Remuneração direta 12.088 9.590

Benefícios 4.348 4.136

FGTS 1.155 1.104

Impostos, taxas e contribuições

Federais 29.834 22.104

Estaduais 78.373 80.870

Municipais 143 125

Obrigações Intra-setoriais 35.699 31.089

Remuneração de capitais de terceiros

Juros 24 13.882 15.193

Aluguéis 272 180

Remuneração de capitais próprios

Dividendos 20.5 16.424 8.087

Dividendos adicionais propostos 20.5 9.942 3.382

Reserva Legal 20.3 - 847

Reserva de redução de imposto de renda 20.4 4.373 4.619

206.533 181.326


Resultados de 2017


7. Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017


Nota Capital social

Reservas de capital Reserva de lucros Dividendos adicionais propostos

Lucros acumulados Total

Remuneração de imobilizações

Reserva especial de ágio

Reserva legal

Retenção de lucros

Redução de imposto de renda

Saldos em 01 de janeiro de 2016 65.539 104 23.994 8.905 180 8.001 25.387 - 132.110

Aumento de capital conforme AGO e AGE de 26/04/2016 20.1 8.001 - - - - (8.001) - - -

Dividendos - - - - - - (25.387) - (25.387)

Lucro líquido do exercício - - - - - - - 16.935 16.935

Proposta de destinação do lucro líquido do exercício: -

Reserva legal 20.3 - - - 847 - - - (847) -

Incentivo Fiscal - Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE 20.4 - - - - - 4.619 - (4.619) -

Dividendos 20.5 - - - - - - - (8.087) (8.087)

Dividendos adicionais propostos 20.5 - - - - - - 3.382 (3.382) -

Saldos em 31 de dezembro de 2016 73.540 104 23.994 9.752 180 4.619 3.382 - 115.571

Aumento de capital conforme AGO e AGE de 30/04/2017 20.1 4.619 - - - - (4.619) - - -

Dividendos - - - - - - (3.382) - (3.382)

Lucro líquido do exercício - - - - - - - 30.739 30.739

Proposta de destinação do lucro líquido do exercício:

Incentivo Fiscal - Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE 20.4 - - - - - 4.373 - (4.373) -

Dividendos 20.5 - - - - - - - (16.424) (16.424)

Dividendos adicionais propostos 20.5 - - - - - - 9.942 (9.942) -

Saldos em 31 de dezembro de 2017 78.159 104 23.994 9.752 180 4.373 9.942 - 126.504


Resultados de 2017


8. Balanço Social

1 - Base de Cálculo

Receita líquida (RL)

Resultado operacional (RO)Folha de pagamento bruta (FPB)

2 - Indicadores Soc iais Internos Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Valor (mil) % sobre FPB % sobre RLAlimentação 2.274 14,96% 0,90% 2.192 14,69% 0,98%

Encargos sociais compulsórios 4.068 26,75% 1,61% 3.720 24,94% 1,66%Previdência privada 187 1,23% 0,07% 153 1,03% 0,07%

Saúde 1.089 7,16% 0,43% 1.086 7,28% 0,48%

Segurança e saúde no trabalho 412 2,71% 0,16% 0 0,00% 0,00%Educação 10 0,07% 0,00% 65 0,44% 0,03%

Cultura 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 24 0,16% 0,01% 9 0,06% 0,00%

Creches ou auxílio-creche 403 2,65% 0,16% 329 2,21% 0,15%Participação nos lucros ou resultados 1.531 10,07% 0,61% 1.895 12,70% 0,84%

Outros 87 0,57% 0,03% 490 3,28% 0,22%Total - Indicadores sociais internos 10.085 66,33% 3,98% 9.939 66,62% 4,42%

3 - Indicadores Soc iais Externos Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RLEducação 119 0,31% 0,05% 0 0,00% 0,00%

Cultura 269 0,70% 0,11% 96 0,52% 0,04%

Saúde e saneamento 0 0,00% 0,00% 30 0,16% 0,01%Esporte 20 0,05% 0,01% 15 0,08% 0,01%

Combate à fome e segurança alimentar 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Outros 6 0,02% 0,00% 75 0,40% 0,03%

Total das contribuições para a soc iedade 414 1,08% 0,17% 216 1,16% 0,10%Tributos (excluídos encargos sociais) 103.617 270,94% 40,95% 99.380 535,83% 44,23%

Total - Indicadores sociais externos 104.031 272,02% 41,12% 99.596 536,99% 44,32%

4 - Indicadores Ambientais Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RLInvestimentos relacionados com a produção/ operação da empresa 1.498 3,92% 0,59% 11 0,06% 0,00%

Investimentos em programas e/ou projetos externos 10 0,03% 0,00% 0 0,00% 0,00%Total dos investimentos em meio ambiente 1.508 3,95% 0,59% 11 0,06% 0,00%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar

resíduos, o consumo em geral na produção/ operação e aumentar a

5 - Indicadores do Corpo Func ional 2017 2016Nº de empregados(as) ao final do período

Nº de admissões durante o períodoNº de empregados(as) terceirizados(as)

Nº de estagiários(as)Nº de empregados(as) acima de 45 anos

Nº de mulheres que trabalham na empresa% de cargos de chefia ocupados por mulheres

Nº de negros(as) que trabalham na empresa

% de cargos de chefia ocupados por negros(as)Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais

6 - Informações relevantes quanto ao exerc íc io da c idadania Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa

Número total de acidentes de trabalhop j p p

definidos por:( ) direção ( X) direção e

gerências( ) todos(as)

empregados(as)( ) direção (x ) direção e


empregados(as)p g ç

foram definidos por:( ) direção e


empregados(as)( X ) todos(as) +

Cipa( ) direção e


empregados(as)(x ) todos(as) +

Cipag ç

representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa:( ) não se envolve

( X ) segue as normas da OIT

( ) incentiva e segue a OIT

( ) não se envolverá

( X ) seguirá as normas da OIT

( ) incentivará e seguirá a OIT

A previdência privada contempla:( ) direção ( ) direção e

gerências( X ) todos(as)

empregados(as)( ) direção ( ) direção e

gerências(x ) todos(as)

empregados(as)

A participação dos lucros ou resultados contempla:( ) direção ( ) direção e

gerências( X ) todos(as)

empregados(as)( ) direção ( ) direção e

gerências( x) todos(as)

empregados(as)ç p

responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa:( ) não são

considerado( ) são

sugeridos( X ) são exigidos

( ) não serão considerado

( x) serão sugeridos ( X ) são exigidos

p p ç p g ( ) p g

trabalho voluntário, a empresa:( ) não se envolve

( ) apó ia ( X ) organiza e incentiva

( ) não se envolverá

( ) apo iará (x ) organizará e incentivará

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): na empresa 31.131

no Procon 25

na Justiça 815

na empresa 29.574

no Procon 25

na Justiça 441

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: na empresa 100%

no Procon 100%

na Justiça 58,77%

na empresa 99%

no Procon 100%

na Justiça 107,48%

Valor adicionado total a distribuir (em mil R$):

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

7 - Outras Informações 2017 2016

7) Investimentos sociais7.1 - Programa Luz para Todos

7.1.1 - Investimento da União 7.1.2 - Investimento do Estado

7.1.3 - Investimento do Município 7.1.4 - Investimento da Concessionária

Total - Programa Luz para Todos (7.1.1 a 7.1.4) 7.2 - Programa de eficiência Energética

7.3 - Programa de Pesquisa e DesenvolvimentoTotal dos investimentos soc iais (7.1 a 7.3)

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENRGIA S.A.

CNPJ Nº 08.826.596/0001-95

BALANÇO SOCIAL ANUAL - 2017


2017 2016

253.029 224.709

38.244 18.54715.205 14.918

( X ) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100%

( X) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100%

207 236

5 3026 30

11 949 57

24 3633,33% -

90 101

66,67% -9 11

2017 Metas 20189,85 9,85

2 2

Em 2017: 206.533 Em 2016: 181.326

70% governo 8% colaboradores(as) 13% acionistas 7% terceiros 2% retido

74% governo 8 % co laboradores(as) 6% acionistas 9 % terceiros 3 % retido

- -- -

- -- -

- -714 857

104 106818 963

Resultados de 2017


Notas Explicativas

Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A Notas explicativas às demonstrações financeiras para o

exercício findo em 31 de dezembro de 2017 (Em milhares de reais, exceto quando indicado o contrário)

1 Contexto operacional

A Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A (“Companhia ou Energisa BO”) - empresa integrante do GRUPO ENERGISA – é uma concessionária distribuidora de energia elétrica que atua nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no Estado da Paraíba atendendo a 209.994 consumidores (informações fora do escorpo dos auditores independentes). A Companhia possui sede na cidade de Campina Grande, Estado da Paraíba. Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica Em 04 de fevereiro de 2000, foi outorgado à Companhia a distribuição de energia elétrica nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no Estado da Paraíba, pelo prazo de 30 anos, com vencimento em 04/12/2030. O contrato de concessão foi homologado junto à ANELL, podendo ser prorrogado por uma única vez, pelo mesmo período, conforme Lei nº 12.783/2013. O contrato de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica contém cláusulas específicas que garantem o direito à indenização do valor residual dos bens vinculados ao serviço no final da concessão. Para efeito da reversão, consideram-se bens vinculados aqueles efetivamente utilizados na prestação do serviço. As obrigações da concessionária, previstas no contrato de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são: I – operar e manter as instalações de modo a assegurar a continuidade e a eficiência do Serviço Regulado, a segurança das pessoas e a conservação dos bens e instalações e fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos níveis de qualidade e continuidade estabelecidos em legislação específica; II – realizar as obras necessárias à prestação dos serviços concedidos, reposição de bens, e operar a infraestrutura de forma a assegurar a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e modicidade das tarifas, em conformidade com as normas técnicas e legais específicas; III – organizar e manter controle patrimonial dos bens e instalações vinculados à concessão e zelar por sua integridade e providenciando que aqueles que, por razões de ordem técnica, sejam essenciais à garantia e confiabilidade do sistema elétrico, estejam sempre adequadamente garantidos por seguro sendo vedado à concessionária alienar ou conceder em garantia tais bens sem a prévia e expressa autorização do agente regulador; IV – atender todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista, previdenciária e regulatória, inclusive prestando contas aos consumidores; V – implementar medidas que objetivem o combate ao desperdício de energia, por meio de programas de redução de consumo de energia e inovações; VI – submeter à prévia aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) alterações posições acionárias que impliquem em mudanças de controle. Na hipótese de transferência de ações representativas do controle acionário, o novo controlador deverá assinar termo de anuência e submissão às cláusulas do contrato de concessão e às normas legais e regulamentares da concessão; e VII - manter o acervo documental auditável, em conformidade com as normas vigentes. A concessão poderá ser extinta pelo término do contrato, encampação do serviço, caducidade, rescisão, irregularidades ou falência da concessionária, podendo ser prorrogada, mediante requerimento da concessionária e a critério exclusivo do Poder Concedente – Ministério de Minas e Energia - MME.

Resultados de 2017


As informações referentes à revisão e aos reajustes tarifários, ativos e passivos financeiros setoriais, contas a receber da concessão, ativos vinculados a concessão e receita de construção estão apresentadas nas notas explicativas 8, 9, 13, 14 e 21, respectivamente. 2 Apresentação das demonstrações financeiras

2.1 Declaração de conformidade As demonstrações financeiras foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que compreendem as disposições da legislação societária, previstas na Lei nº 6.404/76 com alterações da Lei nº 11.638/07 e Lei nº 11.941/09, e os pronunciamentos contábeis, interpretações e orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”), aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB. A Companhia também se utiliza das orientações contidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico Brasileiro e das normas definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), quando estas não são conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais. A Administração considerou as orientações emanadas da Orientação OCPC 07, emitida pelo CPC em novembro de 2014, na preparação das suas demonstrações financeiras de forma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, estão divulgadas e correspondem ao que é utilizado na gestão da Companhia. As demonstrações financeiras foram aprovadas pelo Conselho de Administração em 14 de março de 2018. 2.2 Moeda funcional e base de mensuração As demonstrações financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens: (i) os instrumentos financeiros derivativos mensurados pelo valor justo; e (ii) Instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado. 2.3 Julgamentos e estimativas A preparação das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, requer que a Administração faça o uso de julgamentos, estimativas e premissas que afetam os valores reportados de ativos e passivos, receitas e despesas. Os resultados reais de determinadas transações, quando de sua efetiva realização em exercícios subsequentes, podem diferir dessas estimativas. As revisões com relação as estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e nos exercícios futuros afetados. As principais estimativas incluem Consumidores e concessionárias (fornecimento de energia elétrica não faturado), Provisão para créditos de liquidação duvidosa, Créditos tributários, Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais, Custo de energia elétrica comprada para revenda, Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos e Benefícios a empregados.

Resultados de 2017


3 Adoção dos padrões internacionais de contabilidade

3.1 Novvos pronuncimanentos contábeis emitidos pelo CPC- Comitê de Pronunciamentos Contábeis e

pelo IASB - International Accounting Standards Board Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas, mas ainda não adotadas pela Companhia:

Normas Descrição Aplicação obrigatória: períodos anuais com

inicio em ou após

CPC 48/IFRS 9 Instrumentos financeiros 1º de janeiro de 2018

CPC 47/IFRS 15 Receitas de Contratos com clientes 1º de janeiro de 2018

Esclarecimentos à IFRS 15 Receitas de Contrato com Cliente emitida em 12 de abril de 2016. 1º de janeiro de 2018

Alterações ao CPC 10(R1)/ IFRS 2 Pagamentos baseados em ações 1º de janeiro de 2018

Alterações ao CPC 11/ IFRS 4 Aplicação do IFRS 9 Instrumentos financeiros com o IFRS 4 Classificação dos contratos 1º de janeiro de 2018

Alterações ao CPC 28/ IAS 40 Transferências de propriedade de investimentos 1º de janeiro de 2018

IFRS 16 Leases (Arrendamentos) 1º de janeiro de 2019

IFRS 17 Contratos de seguros 1º de janeiro de 2021

Alterações à IFRS 10 e IAS 28 Venda ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Associada ou Joint Venture Adiado indefinidamente

A Companhia não adotou de forma antecipada tais alterações em suas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017. Os principais impactos da adoção das novas normas e interpretações vigentes a partir de 1º de janeiro de 2018 são os seguintes: (i) IFRS 9/CPC 48 Instrumentos Financeiros: Em julho de 2014, o IASB emitiu a versão final da IFRS 9 Instrumentos Financeiros (CPC 48 – Instrumentos Financeiros), que substitui a IAS 39 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração e todas as versões anteriores da IFRS 9. A IFRS 9 reúne os três aspectos do projeto de contabilização de instrumentos financeiros: classificação e mensuração, redução ao valor recuperável do ativo e contabilização de hedge. A IFRS 9 está em vigor para períodos anuais com início a partir de 1º de janeiro de 2018, sendo permitida sua aplicação antecipada. Com exceção da contabilidade de hedge, faz-se necessária a aplicação retrospectiva, contudo, o fornecimento de informações comparativas não é obrigatório. Para a contabilidade de hedge, os requisitos geralmente são aplicados de forma prospectiva, com algumas exceções limitadas. A Companhia planeja adotar a nova norma na data efetiva requerida e não fará reapresentação de informações comparativas. Em 2017, a Companhia realizou uma avaliação de impacto detalhada dos três aspectos da IFRS 9. Essa avaliação toma por base informações atualmente disponíveis que pode estar sujeita a mudanças decorrentes de informações razoáveis e passíveis de sustentação que estão sendo disponibilizadas em 2018, quando a Companhia passará a adotar a IFRS 9. (a) Classificação e mensuração A IFRS 9 contém uma nova abordagem de classificação e mensuração de ativos financeiros que refletem o modelo de negócios em que os ativos são administrados e suas características de fluxo de caixa. A IFRS 9 simplifica o modelo de mensuração atual para ativos financeiros e estabelece três categorias: mensurados ao custo amortizado, ao valor justo por meio de outros resultados abrangentes (OCI) e ao valor justo por meio do resultado (VJR), dependendo do modelo de negócios e as características dos fluxos de caixa contratuais. Para os passivos financeiros, não há alterações significativas em relação aos critérios atuais, exceto pelo reconhecimento de alterações no risco de crédito próprio (OCI) para aqueles passivos designados ao valor justo por meio do resultado. A norma elimina as categorias existentes na IAS 39 de mantidos até o vencimento, empréstimos e recebíveis e disponíveis para venda. (b) Redução ao valor recuperável A IFRS 9 introduz um novo modelo de perda por redução ao valor recuperável de ativos financeiros, ou seja, o modelo de perda de crédito esperado, que substitui o modelo utilizado de perda incorrida. A Companhia aplicará a abordagem simplificada e registrará perdas esperadas durante toda a vida em todos os créditos. Desta forma, a aplicação dos novos requisitos pode levar a uma aceleração no reconhecimento de perdas por redução ao valor recuperável em seus ativos financeiros, principalmente na conta clientes, consumidores e concessionárias. Esta

Resultados de 2017


nova forma de reconhecimento exigirá um julgamento sobre as mudanças em fatores econômicos que afetam as perdas esperadas de créditos. A avaliação inicial efetuada pela Companhia não indica alterações relevantes na provisão para perdas por redução ao valor de recuperação dos seus principais ativos financeiros em função da adoção do IFRS 9. (c) Contabilidade de hedge De acordo com a pratica atual, uma cobertura deve ser altamente efetiva, prospectiva e retrospectiva, enquanto a IFRS 9 vem introduzir um modelo novo e menos restritivo ao hedge, exigindo uma relação econômica entre o item coberto e o instrumento de hedge em que o índice de cobertura seja o mesmo que aplicado pela entidade para a gestão de risco. O novo modelo altera os critérios de comprovação de relacionamentos de hedge. Divulgação: A IFRS 9 exigirá extensivas novas divulgações, especificamente sobre a contabilidade de hedge, risco de crédito e perdas de crédito esperadas. A avaliação da Companhia incluiu uma análise para identificar deficiências em relação as informações requeridas nos processos atuais e a Companhia está em processo de implementação de mudanças nos seus sistemas e controles para atender aos novos requisitos. Transição: As mudanças nas políticas contábeis resultantes da adoção da IFRS 9 serão geralmente aplicadas retrospectivamente, exceto as mudanças descritas a seguir: - A Companhia irá aproveitar a isenção que lhe permite não reapresentar informações comparativas de períodos anteriores decorrentes das alterações na classificação e mensuração de instrumentos financeiros (incluindo perdas de crédito esperadas). As diferenças nos saldos contábeis de ativos e passivos financeiros resultantes da adoção da IFRS 9, serão reconhecidas nos lucros acumulados e reservas em 1º de janeiro de 2018. (ii) IFRS 15/CPC 47 Receita de Contratos com Clientes: A IFRS 15 (CPC 47) - Receita de Contrato com Cliente) foi emitida em maio de 2014, alterada em abril de 2016 e estabelece um modelo de cinco etapas para contabilização das receitas decorrentes de contratos com clientes. De acordo com a IFRS 15, a receita é reconhecida por um valor que reflete a contrapartida a que uma entidade espera ter direito em troca de transferência de bens ou serviços para um cliente. A nova norma para receita substituirá todos os requisitos atuais de reconhecimento de receita de acordo com as IFRS. A aplicação retrospectiva completa ou a aplicação retrospectiva modificada será exigida para períodos anuais com início a partir de 1º de janeiro de 2018. A Companhia optou por adotar a nova norma na data de vigência requerida com base no método retrospectivo modificado. Desta forma, a aplicação deste pronunciamento terá seus impactos refletidos a partir de 1º de janeiro de 2018. A Companhia realizou uma análise detalhada de suas receitas e não identificou circunstancias que indicassem que a adoção do IFRS15/CPC47, causará efeitos significativos em suas demonstrações financeiras.

(a) Receita de distribuição de energia elétrica A Companhia reconhece a receita com fornecimento de energia elétrica pelo valor justo da contraprestação no momento em que é faturada, com base no consumo medido multiplicado pela tarifa vigente. Adicionalmente, a Companhia estima e reconhece a receita não faturada com base da data efetiva de medição e o encerramento do mês. De acordo com a IFRS 15/CPC 47, a Companhia só pode contabilizar os efeitos de um contrato com um cliente quando for provável que receberá a contraprestação à qual terá direito em troca dos bens ou serviços que serão transferidos. Ao avaliar se a possibilidade de recebimento do valor da contraprestação é improvável, a Companhia deve avaliar se estas receitas serão reconhecidas líquidas das perdas estimadas. Com base na avaliação realizada pela Companhia não há impacto de perdas estimadas a ser considerado. A Companhia, distribuidora de energia elétrica, é avaliada pela ANEEL em diversos aspectos no fornecimento de energia elétrica para clientes, entre eles, está a qualidade do serviço e do produto oferecido aos consumidores que compreende a avaliação das interrupções no fornecimento de energia elétrica. Destacam-se no aspecto da qualidade do serviço os indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC, e os indicadores de continuidade individuais DIC, FIC e DMIC. Atualmente, essas penalidades são contabilizadas como despesa operacional. De acordo com a IFRS 15, a receita deve ser reconhecida de forma líquida de contraprestação variável. Eventuais descontos, abatimentos, restituições, créditos, concessões de preços, incentivos, bônus de desempenho, penalidades ou outros itens similares, são classificados pela norma como contraprestação variável. As

Resultados de 2017


penalidades que representam ressarcimento aos clientes, ou seja, DIC, FIC e DMIC deverão ser contabilizadas como redutoras da receita de fornecimento de energia e não mais como despesa operacional. Com base na avaliação da Companhia, esse impacto não é relevante.

(b) Receita de Disponibilidade do sistema de transmissão e distribuição da rede elétrica

Essa receita é constituída pelos custos da rede de distribuição e a remuneração da Companhia pela prestação do serviço aos consumidores cativos e livres, com base na cobrança de uma tarifa homologada pela ANEEL. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

(c) Receita de subvenções governamentais A receita de subvenções governamentais é composta pelo subsídio fornecido pelo governo para consumidores enquadrados como baixa renda e pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, que visa o custeio dos descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

(d) Receita de construção da infraestrutura

Essa receita é constituída por investimentos em infraestrutura, com o objetivo de manutenção da operação até o término do contrato de concessão. A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de transmissão e distribuição de energia elétrica. A margem de construção adotada é estabelecida como sendo igual à zero, pois há a contrapartida em custos pelo mesmo valor. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

(e) Valores a receber da parcela A e outros itens financeiros (CVA – ativa e passiva)

Corresponde as variações de custos relacionados à compra de energia e encargos regulatórios, ocorridas no período entre reajustes tarifários e/ou revisões periódicas, de modo a permitir maior neutralidade no repasse dessas variações para as tarifas. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

(f) Receita de comercialização e liquidação de energia

A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que o excedente de energia é liquidado no âmbito da CCEE. A contraprestação corresponde a multiplicação da quantidade de energia vendida para o sistema pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

(g) Receita de uso mútuo de redes e postes

Essa receita é oriunda dos compartilhamentos dos pontos de fixação na infraestrutura dos postes de distribuição de energia elétrica. Sobre esta receita é aplicado um fator de compartilhamento com o consumidor, em montante igual a 60% da média anual dos últimos 3 anos, incorporado às tarifas como redutor de receita. Esse fator redutor é aplicado a cada 4 anos no processo de revisão tarifária periódica. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras

(h) Ativo financeiro indenizável da concessão A receita de atualização reconhecida pela distribuidora de energia elétrica é reconhecida a título de indenização dos investimentos efetuados e não recuperados por meio da prestação de serviços outorgados. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras.

Resultados de 2017


(iii) IFRS 16 Leases (arrendamentos): A IFRS 16 estabelece os princípios para o reconhecimento, mensuração, apresentação e evidenciação de arrendamentos e exige que os arrendatários contabilizem todos os arrendamentos sob um único modelo no balanço patrimonial, semelhante à contabilização de arrendamentos financeiros segundo a IAS 17. A norma inclui duas isenções de reconhecimento para arrendatários – arrendamentos de ativos de “baixo valor” (por exemplo, computadores pessoais) e arrendamentos de curto prazo (ou seja, com prazo de arrendamento de 12 meses ou menos). Na data de início de um contrato de arrendamento, o arrendatário reconhecerá um passivo relativo aos pagamentos de arrendamento (isto é, um passivo de arrendamento) e um ativo que representa o direito de utilizar o ativo subjacente durante o prazo de arrendamento (ou seja, o ativo de direito de uso). Os arrendatários serão obrigados a reconhecer separadamente a despesa de juros sobre o passivo de arrendamento e a despesa de depreciação sobre o ativo de direito de uso. Os arrendatários também deverão reavaliar o passivo do arrendamento na ocorrência de determinados eventos (por exemplo, uma mudança no prazo do arrendamento, uma mudança nos pagamentos futuros do arrendamento como resultado da alteração de um índice ou taxa usada para determinar tais pagamentos). Em geral, o arrendatário irá reconhecer o valor da reavaliação do passivo de arrendamento como um ajuste do ativo de direito de uso. A Companhia atua como arrendatária em contratos referente imóveis não residenciais para a instalação de agências de atendimentos a clientes, estabelecimentos para desenvolver suas atividades comerciais e centros de distribuição. Não há alteração substancial na contabilização do arrendador com base na IFRS 16 em relação à contabilização atual de acordo com a IAS 17. Os arrendadores continuarão a classificar todos os arrendamentos de acordo com o mesmo princípio de classificação da IAS 17, distinguindo entre dois tipos de arrendamento: operacionais e financeiros. Em 2018 a Companhia planeja avaliar o efeito potencial da IFRS 16 nas suas demonstrações financeiras. O impacto real da aplicação da IFRS 16 nas demonstrações financeiras no período de aplicação inicial dependerá das condições econômicas futuras, incluindo a taxa de endividamento da Companhia em 1º de janeiro de 2019, a avaliação da Companhia se exercerá quaisquer opções de renovação de arrendamento e a medida em que a Companhia optará por usar expedientes práticos e isenções de reconhecimento. A natureza das despesas relacionadas com esses contratos de arrendamento será modificada, a IFRS 16 substitui a despesa linear de arrendamento operacional com um custo de depreciação de ativos de direito de uso e despesa de juros sobre obrigações de arrendamento. A Companhia espera que a adoção da IFRS 16 não afete sua capacidade de cumprir com os acordos contratuais (covenants) de limite máximo de alavancagem em empréstimos descritos na nota explicativa 16. Transição: Como arrendatária, a Companhia pode aplicar a norma utilizando uma: - Abordagem retrospectiva; ou - Abordagem retrospectiva modificada com expedientes práticos opcionais. A Companhia pretende aplicar a IFRS 16 inicialmente em 1º de janeiro de 2019, usando a abordagem retrospectiva modificada. Portanto, o efeito cumulativo da adoção da IFRS 16 será reconhecido como um ajuste ao saldo de abertura dos lucros acumulados em 1º de janeiro de 2019, sem atualização das informações comparativas. (iv) Outras alterações: As seguintes normas alteradas e interpretações não deverão ter um impacto significativo nas demonstrações financeiras da Companhia:

Ciclo de melhorias anuais para as IFRS 2014-2016; Alterações à IFRS 1 e à IAS 28; Alterações ao CPC 10 (IFRS 2) Pagamento baseado em ações em relação à classificação e mensuração de

determinadas transações com pagamento baseado em ações; Transferências de Propriedade de Investimento (Alterações ao CPC 28 / IAS 40); ICPC 21 / IFRIC 22 Transações em moeda estrangeira e adiantamento. - IFRIC 23 Incerteza sobre

Tratamentos de Imposto de Renda; Transações em moeda estrangeira e adiantamento. Com relação à IFRIC 23; Incerteza sobre tratamentos de imposto de renda, análise com maior profundidade será realizada para

identificar impactos a partir de 1º de janeiro de 2019. O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento contábil ou alteração nos pronunciamentos vigentes correspondentes a todas as novas IFRS. Portanto, a adoção antecipada dessas IFRS não é permitida para entidades que divulgam as suas demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasi

Resultados de 2017


3.2 Resumo das principais práticas contábeis As políticas contábeis detalhadas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas demonstrações financeiras. a. Caixa e equivalentes de caixa – abrangem saldos de caixa e aplicações financeiras com cláusulas contratuais

que permitem o resgate em até 90 dias da data de sua aquisição, pelas taxas contratadas, estão sujeitos a um risco insignificante de alteração no valor e são utilizados na gestão das obrigações de curto prazo;

b. Instrumentos financeiros e atividades de hedge – Todos os instrumentos financeiros ativos e passivos são

reconhecidos no balanço da Companhia e são mensurados inicialmente pelo valor justo, quando aplicável, após o reconhecimento inicial de acordo com sua classificação. Os instrumentos financeiros da Companhia foram classificados em: (i) mantidos para negociação – mensurados pelo valor justo por meio do resultado. Essa classificação inclui as operações com derivativos; (ii) mantidos até o vencimento – mensurados pela taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado; (iii) empréstimos e recebíveis – são mensurados pelo custo amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado e (iv) disponível para venda – são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados nas categorias anteriores. Existem três tipos de níveis para a apuração do valor justo referente ao instrumento financeiro conforme exposto abaixo: Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo. Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado. Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não observáveis de mercado. A classificação e os valores justos dos instrumentos financeiros estão apresentados na nota explicativa no 27. Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados, consumidores e concessionárias, contas a receber da concessão, títulos de créditos a receber, instrumentos financeiros derivativos e ativos financeiros setoriais. Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: fornecedores, empréstimos e financiamentos, encargos de dívidas, passivos financeiros setoriais e instrumentos financeiros derivativoss. Um ativo financeiro não é mais reconhecido quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Companhia transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual, essencialmente, todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos. Os passivos financeiros são mensurados pelo custo amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado, exceto os derivativos que são mensurados pelo valor justo.

A Companhia designa certos instrumentos de “hedge” relacionados a risco com variação cambial e taxa de juros dos empréstimos como “hedge” de valor justo. No início da relação de “hedge”, a Companhia documenta a relação entre o instrumento de “hedge” e o item objeto de “hedge” de acordo com os objetivos da gestão de riscos e estratégia financeira. Adicionalmente, no início do “hedge” e de maneira continuada, a Companhia documenta se o instrumento de “hedge” usado é altamente efetivo na compensação das mudanças de valor justo ou fluxo de caixa do item objeto de “hedge”, atribuível ao risco sujeito a “hedge”. A nota explicativa nº 27 traz mais detalhes sobre o valor justo dos instrumentos derivativos utilizados para fins de “hedge”.

“Hedge” de valor justo: “hedge” de exposição às alterações no valor justo de ativo ou passivo reconhecido ou de compromisso firme não reconhecido, ou de parte identificada de tal ativo, passivo ou compromisso firme, que seja atribuível a um risco particular e possa afetar o resultado. Mudanças no valor justo dos derivativos designados e qualificados como “hedge” de valor justo são registradas no resultado juntamente com quaisquer mudanças no valor justo dos itens objetos de “hedge” atribuíveis ao risco protegido. A contabilização do “hedge accounting” é descontinuada prospectivamente quando a Companhia cancela a relação de “hedge”, o instrumento de “hedge” vence ou é vendido, rescindido ou executado, ou quando não se qualifica mais como contabilização de “hedge”. O ajuste ao valor justo do item objeto de “hedge”,

Resultados de 2017


oriundo do risco de “hedge”, é registrado no resultado a partir dessa data;

c. Consumidores e concessionárias - englobam o fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento das demonstrações financeiras;

d. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituída em bases consideradas suficientes para fazer

face as eventuais perdas na realização dos créditos, levando em conta os critérios estabelecidos pela ANEEL e práticas da Companhia;

e. Estoques - os estoques estão valorizados ao custo médio da aquisição e não excedem os seus custos de

aquisição ou seus valores de realização;

f. Ativos e passivos financeiros setoriais – referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados da Parcela A e outros componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas no inicio do período tarifário e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber da Companhia sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos homologados são superiores aos custos incorridos. Esses valores são efetivamente liquidados por ocasião dos próximos períodos tarifários ou, em caso de extinção da concessão com a existência de saldos apurados que não tenham sidos recuperados, serão incluídos na base de indenização já prevista quando da extinção por qualquer motivo da concessão. Considerando-se que o contrato de concessão da Companhia foi atualizado em dezembro de 2014, para inclusão da base de indenização dos saldos remanescentes de diferenças temporárias entre os valores homologados e incluídos nas tarifas vigentes e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência, e considerando a orientação técnica OCPC-08 (Reconhecimento de Determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil - Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e Internacionais de Contabilidade), a Companhia passou a ter um direito ou obrigação incondicional de receber ou entregar caixa ou outro instrumento financeiro ao Poder Concedente e, portanto, passou a registrar os valores dentro de seus respectivos períodos de competência. Esses ativos e passivos estão detalhados na nota explicativa nº 9;

g. Contas a receber da concessão – representa a parcela do capital investido na infraestrutura, não amortizada no período da concessão, a ser indenizada ao final da concessão. Com a publicação da Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, foi confirmada a utilização do VNR – Valor Novo de Reposição pelo Poder Concedente para pagamento de indenização dos ativos não amortizados no vencimento da concessão. A Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente, a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. Os ativos financeiros relacionados ao contrato da concessão são classificados como disponíveis para venda, foram valorizados com base na BRR – Base de Remuneração Regulatória, conceito de valor de reposição, que é o critério utilizado pela ANEEL para determinar a tarifa de energia elétrica das distribuidoras.

A Companhia contabiliza a atualização do ativo financeiro indenizável da concessão no grupo de receitas operacionais por refletir com mais propriedade o modelo de seu negócio de distribuição e transmissão de energia elétrica e melhor apresentar sua posição patrimonial e o seu desempenho. A classificação está corroborada pelo parágrafo 23 do OCPC 05 – Contrato de Concessão. Desde 31 de dezembro de 2012 a Companhia passou a reconhecer o VNR – Valor Novo de Reposição, homologados pela ANEEL, dos ativos que compõem a concessão, com aplicação da variação do IGPM, alterado para IPCA a partir do exercício de 2016. A partir do exercício de 2015 a Companhia classifica a atualização do ativo financeiro indenizável da concessão no grupo de receitas operacionais por refletir com mais propriedade o modelo de seu negócio de distribuição de energia elétrica e melhor apresentar sua posição patrimonial e o seu desempenho. A classificação está corroborada pelo parágrafo 23 do OCPC 05 – Contrato de Concessão.

A Companhia reconhece a remuneração da parcela dos ativos que compõe a base de remuneração, inclusive da parcela ainda não homologada pela ANEEL, sendo que esta última é calculada com base em estimativas, considerando, além do IPCA, uma expectativa de glosas baseado na experiência da Administração e no histórico de glosas em homologações anteriores, o que reflete a

Resultados de 2017


melhor estimativa de valor justo do ativo. Esses ativos foram classificados como disponível para venda, cujos efeitos estão detalhados na nota explicativa nº 13;

h. Investimentos – estão contabilizados ao custo de aquisição, líquido de provisão para perdas, quando aplicável;

i. Imobilizado - Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição, deduzido de depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável (impairment) acumuladas, quando aplicável;

Quando partes de um item do imobilizado têm diferentes vidas úteis, elas são registradas como itens individuais (componentes principais) de imobilizado.

Ganhos e perdas na alienação de um item do imobilizado (apurados pela diferença entre os recursos advindos da alienação e o valor contábil do imobilizado), são reconhecidos em outras receitas/despesas operacionais na demonstração do resultado do exercício.

Depreciação: Itens do ativo imobilizado são depreciados pelo método linear no resultado do exercício baseado na vida útil econômica estimada de cada componente e/ou de acordo com o prazo de concessão/autorização (nota explicativa nº 14);

j. Intangível – contrato de concessão: representa a infraestrutura operada pela Companhia na prestação dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica. A amortização está baseada no padrão de consumo dos benefícios esperados durante o prazo da concessão;

k. Juros e encargos financeiros - são capitalizados às obras em curso com base na taxa média efetiva de captação;

l. Redução a valor recuperável

Ativo financeiro: Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável. A evidência objetiva de que os ativos financeiros perderam valor pode incluir: (i) o atraso ou não pagamento por parte do devedor; (ii) a reestruturação do valor devido a Companhia sobre condições que não as mesmas consideradas em outras transações da mesma natureza; (iii) indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência; e (iv) o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio significativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável. A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis e títulos de investimento mantidos até o vencimento individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor específico. Todos os recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento individualmente significativos identificados como não tendo sofrido perda de valor são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identificada. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares. Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.

Resultados de 2017


Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas e os juros dos ativos financeiros são reconhecidos no resultado e refletidos em conta de provisão contra recebíveis, quando perdas, e reversão de desconto, quando juros. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda é revertida e registrada no resultado. Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos financeiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassificação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumulativa que é reclassificada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As alterações nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável, atribuíveis ao método dos juros efetivo, são reconhecidos no resultado financeiro. Ativo não financeiro: A Administração da Companhia, revisa o valor contábil líquido de seus ativos tangíveis e intangíveis com objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas operacionais ou tecnológicas para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valor recuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante dessa perda, se houver. Quando não for possível estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, a Companhia calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo. Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados às unidades geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de caixa para o qual uma base de alocação razoável e consistente possa ser identificada. Para fins de avaliação do valor recuperável dos ativos através do valor em uso, utiliza-se o menor grupo de ativos para o qual existam fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidades geradoras de caixa – UGC). Uma perda é reconhecida na demonstração do resultado, pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapasse seu valor recuperável. Uma perda do valor recuperável anteriormente reconhecida é revertida caso tiver ocorrido uma mudança nos pressupostos utilizados para determinar o valor recuperável do ativo ou UGCs, desde quando a última perda do valor recuperável foi reconhecida. A reversão é limitada para que o valor contábil do ativo não exceda o seu valor recuperável, nem o valor contábil que teria sido determinado, líquido de depreciação, se nenhuma perda do valor recuperável tivesse sido reconhecida no ativo em exercícios anteriores. Essa reversão é reconhecida na demonstração dos resultados, caso aplicável. Os seguintes critérios são aplicados na avaliação do valor recuperável dos seguintes ativos: . Ativos intangíveis: os ativos intangíveis com vida útil indefinida são testados em relação a perda por redução ao valor recuperável anualmente na data do encerramento do exercício, individualmente ou em nível da unidade geradora de caixa, conforme o caso, ou quando as circunstancias indicarem perda por desvalorização do valor contábil. . Avaliação do valor em uso: as principais premissas usadas na estimativa do valor em uso sãoe:

(i) Receitas – as receitas são projetadas considerando o crescimento da base de clientes, a evolução das receitas do mercado e a participação da Companhia neste mercado;

(ii) Custos e despesas operacionais – os custos e despesas variáveis são projetados de acordo com a dinâmica da base de clientes, e os custos fixos são projetados em linha com o desempenho histórico da Companhia, bem como com o crescimento histórico das receitas; e

(iii) Investimentos de capital – os investimentos em bens de capital são estimados considerando a infraestrutura tecnológica necessária para viabilizar a oferta da energia e dos serviços.

As premissas principais são fundamentadas com base em projeções do mercado, no desempenho histórico da Companhia, nas premissas macroeconômicas e são documentadas e aprovadas pela Administração da Companhia.

Resultados de 2017


Os testes de recuperação dos ativos imobilizados e intangíveis da Companhia não resultaram na necessidade de reconhecimento de perdas para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, em face de que o valor recuperável excede o seu valor contábil na data da avaliação;

m. Empréstimos e financiamentos - são demonstrados pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva; Os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira que possuem operações de swap foram reconhecidos pelo valor justo através do resultado do exercício;

n. Derivativos – a Companhia detém instrumentos financeiros derivativos para proteger riscos relativos a

moedas estrangeiras e de taxa de juros. Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo; custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incorridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os derivativos são mensurados pelo valor justo e as alterações são contabilizadas no resultado. Suas características estão demonstradas na nota explicativa nº 27;

o. Imposto de renda e contribuição social - A despesa com imposto de renda e contribuição social

compreende os impostos de renda corrente e diferido, calculados com base nas alíquotas efetivas, considerando a parcela dos incentivos fiscais. O imposto diferido é contabilizado no resultado a menos que esteja relacionado a itens registrados em resultados abrangentes no patrimônio líquido. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores de ativo e passivo para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação.

O imposto de renda foi calculado à alíquota de 15% sobre o lucro tributável, acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 mil. A contribuição social foi calculada à alíquota de 9%. Embora os ativos e os passivos fiscais correntes sejam reconhecidos e mensurados separadamente, a compensação no balanço patrimonial está sujeita aos critérios similares àqueles estabelecidos para os instrumentos financeiros. A entidade tem normalmente o direito legalmente executável de compensar o ativo fiscal corrente contra um passivo fiscal corrente quando eles se relacionarem com tributos sobre o lucro lançados pela mesma autoridade tributária e a legislação tributária permitir que a entidade faça ou receba um único pagamento líquido. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de fechamento e são reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável;

p. Incentivos fiscais SUDENE – como há segurança de que as condições estabelecidas para fruição do benefício serão cumpridas, os incentivos fiscais recebidos são reconhecidos no resultado do exercício e destinados a reserva de lucros específica, na qual são mantidos até sua capitalização (vide nota explicativa nº 12);

q. Provisões - uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. Os passivos relacionados a causas judiciais estão provisionados por valores julgados suficientes pelos administradores e assessores jurídicos para fazer face aos desfechos desfavoráveis;

r. Ajuste a valor presente - determinados títulos a receber são ajustados ao valor presente com base em taxas

de juros específicas, que refletem a natureza desses ativos no que tange a prazo, risco, moeda, condição de recebimento, nas datas das respectivas transações;

s. Dividendos - os dividendos declarados com montantes superiores aos dividendos mínimos obrigatórios após o

exercício contábil a que se refere as demonstrações financeiras, por não se constituírem uma obrigação presente, são apresentados destacados no patrimônio líquido, não sendo constituído o respectivo passivo até a sua efetiva aprovação;

t. Resultado - as receitas e despesas são reconhecidas no resultado do exercício pelo regime de competência.

Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. A Companhia contabiliza receitas e custos durante o período de construção da infraestrutura utilizada na prestação de serviço de distribuição de energia elétrica. A Companhia terceiriza suas obras e, neste contexto, a Administração entende que essa atividade gera uma margem muito reduzida não justificando gastos adicionais para mensuração e controle dos mesmos e, portanto, atribui para essa atividade margem zero;

Resultados de 2017


u. Benefícios pós emprego – plano de suplementação de aposentadoria e pensões - a obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício definido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores, descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações financeiras para os títulos de dívida e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualificado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio mínimas que se aplicam a qualquer plano. Um benefício econômico está disponível se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano. Os ganhos e perdas atuariais são contabilizados diretamente em outros resultados abrangentes;

v. Demais ativos e passivos (circulante e não circulante) - os demais ativos e passivos estão demonstrados

pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes rendimentos/encargos incorridos até a data do balanço;

w. Demonstração do valor adicionado – preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis,

de acordo com o CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado. Tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado exercício e é apresentada conforme requerido pela legislação societária brasileira, como parte suplementar às demonstrações financeiras.

4 Informações por segmento

Um segmento operacional é um componente que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados operacionais dos segmentos são revistos frequentemente pela Administração para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual estão disponíveis nas demonstrações financeiras. Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. A Companhia atua somente no segmento de distribuição de energia elétrica em seis municípios no Estado da Paraíba, e sua demonstração de resultado reflete essa atividade. 5 Caixa e equivalente de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

5.1 Caixa e equivalente de caixa (avaliadas ao valor justo por meio do resultado) A carteira de aplicações financeiras é constituída por Operações Compromissadas e Certificados de Depósito Bancário (CDB’s). A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 97,52% do CDI (100,92% do CDI em 2016).

2017 2016 Caixa e depósitos bancários à vista 5.806 3.650

Aplicações financeiras de liquidez imediata: 62.175 15.058

Certificado de Depósito Bancário (CDB) - 14.055 Compromissada 62.175 1.003

Total de caixa e equivalentes de caixa – circulante 67.981 18.708

Resultados de 2017


5.2 Aplicações no mercado aberto e recursos vinculados (avaliadas ao valor justo por meio do resultado) A carteira de aplicações financeiras é formada, principalmente, por Fundos de Investimentos Exclusivos, compostos por diversos ativos visando melhor rentabilidade com o menor nível de risco, tais como: títulos de renda fixa, títulos públicos, operações compromissadas, debêntures, CDB´s, entre outros. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 102,47% do CDI (100,76% do CDI em 2016).

2017 2016

Avaliadas ao valor justo por meio do resultado 13.292 7.868

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 2.701 3.458

Compromissadas (1) 52 91

Fundo de Investimento (2) 1.625 2.352

Fundo de Investimentos Exclusivos (3) 8.905 1.956

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 198 102

Cédula de Crédito Bancário (CCB) 73 20

Debêntures 2.116 402

Compromissadas 201 26

Títulos públicos 7 17

Fundo de Crédito - 77

Fundo de Renda Fixa 3.036 529

Letra Financeira do Tesouro(LFT) 954 161

Letra Financeira (LF) 2.283 616

Letra Financeira Subordinada(LFS) 37 6

Outros instrumentos 9 11

Mantidas até o vencimento 486 482

Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDC) (4) 486 482

Total de aplicações no mercado aberto e recursos vinculados (5) 13.778 8.350

Circulante 10.594 4.546

Não Circulante 3.184 3.804

(1) Operações compromissadas em debêntures - São operações de venda de títulos com compromisso de recompra assumido pelo

vendedor, concomitante ao compromisso de revenda assumido pelo comprador. Essas são remuneradas pelo CDI e estão lastreadas em debêntures emitidas pelo Banco.

(2) Fundo de Investimento - É classificado como renda fixa e Multimercados e remunerado a 56,80% até 101,98% e média ponderada 101,41% do CDI.

(3) Fundos de investimentos exclusivos, inclui aplicações em CDB, CCB, Debêntures, Compromissadas, Fundos de Renda Fixa, Fundos de Crédito, Títulos, LFT, LFS, LF e são remuneradas 102,47% do CDI Fundo FI Energisa e 104,94% do CDI Fundo Zona da Mata.

(4) Fundo de investimentos em direitos creditórios - FIDC Energisa 2008 com vencimento em 29/12/2020.

(5) Inclui R$3.268 (R$4.090 em 2016) referente a recursos vinculados a empréstimos, leilões de energia, bloqueios judiciais e conselho do consumidor.

Resultados de 2017


6 Consumidores e concessionárias

Englobam, principalmente, o fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento das demonstrações financeiras.

Saldos a vencer Saldos vencidos Provisão p/ devedores

duvidosos (5)

Total

Até 60 dias

Mais de 60 dias

Até 90 dias

91 a 180 dias

181 a 360 dias

há mais de 360 dias 2017 2016

Valores correntes: (1)

Residencial 4.902 - 4.306 425 31 2 (458) 9.208 8.874

Industrial 3.541 - 125 12 21 - - 3.699 3.508

Comercial 5.398 - 825 65 15 - (15) 6.288 5.475

Rural 360 - 432 72 1 - - 865 753

Poder público 1.578 - 11 - - - - 1.589 1.321

Iluminação pública 1.139 - - - - - - 1.139 2.043

Serviço público 315 - 2 - - - - 317 183

Fornecimento não faturado 7.511 7.511 6.899

Valores renegociados:

Residencial 383 800 212 70 111 404 (778) 1.202 1.481

Industrial 335 1.075 24 10 17 230 (703) 988 1.197

Comercial 513 5.964 81 50 101 452 (1.070) 6.091 6.668

Rural 36 75 24 14 16 42 (119) 88 115

Poder público 214 185 - - - - - 399 472

Iluminação pública 109 2.287 - - - - - 2.396 -

(-) Ajuste valor Presente (3) (18) (1.589) - - - - - (1.607) (2.679)

Subtotal 26.316 8.797 6.042 718 313 1.130 (3.143) 40.173 36.310

Suprimento Energia - Moeda Nacional (2) 5.187 - 812 - - - - 5.999 10.071

Outros (4) 793 - 89 75 52 916 (33) 1.892 1.694

Total 32.296 8.797 6.943 793 365 2.046 (3.176) 48.064 48.075



(1) Os vencimentos são programados para o 5º dia útil após a entrega das faturas, exceto os clientes do Poder Público que possuem 10

dias úteis para efetuar os pagamentos.

(2) Inclui energia vendida na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O saldo de suprimentos energia – moeda nacional em 31 de dezembro de 2017, refere-se ao registro dos valores da comercialização de energia no âmbito da CCEE no montante de R$5.999 (R$10.080 em 2016), deduzido das liquidações parciais ocorridas até 31 de dezembro de 2017. Esses saldos foram apurados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE. A composição desses valores, referente a aquisição de energia elétrica e aos encargos de serviços do sistema de R$5.601(R$4.335 em 2016), conforme demonstrados a seguir:

Composição dos créditos da CCEE 2017 2016

Créditos a vencer 5.187 986 Créditos vencidos (a) 812 9.094 Sub-total créditos CCEE 5.999 10.080 (-) Encargos de serviços do sistema (152) (4.335) Total créditos CCEE 5.847 5.745

As transações ocorridas na CCEE são liquidadas após 45 dias do mês de competência.

a) Créditos vencidos - CCEE – R$812 (R$9.094 em 31 de dezembro de 2016) Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia, possui valores a receber junto a CCEE referente ao período de dezembro de 2015 a dezembro de 2017, devidamente atualizados monetariamente, cujo repasse ainda não foi realizado pela CCEE. A expectativa de recebimento é no primeiro trimestre de 2018.

(3) Ajuste a valor presente: refere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros e para aqueles renegociados com taxa de juros de IPCA ou IGPM. Para o desconto a valor presente foi utilizado a taxa do CDI de 6,99% a.a. (13,63% a.a. em 2016). Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado na

Resultados de 2017


situação atual. A Administração entende que essa taxa de desconto representa adequadamente o custo de capital, tendo em vista a natureza, complexidade e volume das renegociações. Abaixo segue a demonstração do fluxo de caixa e sua temporalidade:

Exercício Valor 2018 159 2019 180 2020 260 2021 310 2022 em diante 698 Total 1.607

(4) Inclui serviços taxados e outros valores a receber de consumidores. A Companhia possui R$762 referente ao ICMS incidente sobre a TUSD suspenso por liminares. Em contrapartida o valor é contabilizado na rubrica de ICMS em tributos e contribuições sociais no passivo não circulante.

(5) Provisão para créditos de devedores duvidosos - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face às eventuais perdas

na realização dos créditos e se baseiam nas instruções da ANEEL e práticas adotadas pela Companhia, a seguir resumidas:

Clientes com débitos relevantes: Análise individual do saldo a receber dos consumidores, por classe de consumo, considerado de difícil recebimento.

Para os demais casos:

Instruções da Aneel Consumidores residenciais – Vencidos há mais de 90 dias; Consumidores comerciais – Vencidos há mais de 180 dias; Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e outros – Vencidos há mais 360 dias.

Práticas da Companhia

Contratos renegociados – (i) parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas (ii) mais de 3 parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas vencidas e a vencer.

Segue movimentação das provisões:

Movimentação das provisões 2017 2016 Saldo – inicial – circulante – 2016 e 2015 3.241 2.482 Provisões constituídas no exercício 904 1.667 Baixa de contas de energia elétrica - incobráveis (952) (908) Saldo – final – circulante – 2017 e 2016 3.193 3.241 Alocação: Consumidores e concessionárias 3.176 3.171 Outros créditos 17 70

7 Tributos a recuperar

2017 2016

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços – ICMS 2.001 2.497 Imposto de renda pessoa jurídica - IRPJ 4.240 3.613 Contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL 3.112 2.537 Contribuições ao PIS e a COFINS 948 1.842 Imposto de renda retido na fonte – IRRF 273 234 Outros 9 1.095 Total 10.583 11.818 Ativo circulante 9.245 8.865 Ativo não circulante 1.338 2.953

Referem-se a créditos tributários de saldos negativos de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro, ICMS sobre aquisição de bens para o ativo intangível/imobilizado e/ou recolhimentos de impostos e contribuições a maior, que serão recuperados ou compensados com apurações de tributos no futuro, de acordo com a forma prevista na legislação tributária vigente aplicável.

Resultados de 2017


8 Reajuste, Revisão Tarifária e outros assuntos regulatórios

8.1 Reajuste tarifário: Os valores das tarifas serão reajustados em periodicidade anual e a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: Parcela A (composta pelos custos não gerenciáveis) e Parcela B (custos operacionais eficientes e custos de capital). O reajuste tarifário anual tem o objetivo de repassar os custos não gerenciáveis e atualizar monetariamente os custos gerenciáveis. No exercício a companhia passou pela sua quarta revisão tarifária (vide nota explicativa nº 8.2) 8.2 Revisão tarifária: A revisão tarifária periódica ocorre a cada 4 anos e neste processo, a ANEEL procede ao recálculo das tarifas, considerando as alterações na estrutura de custos e mercado da concessionária, estimulando a eficiência e a modicidade das tarifas. Os reajustes e as revisões são mecanismos de atualização tarifária, ambos previstos no contrato de concessão. A Concessionária também pode solicitar uma revisão extraordinária sempre que algum evento provoque significativo desequilíbrio econômico-financeiro da concessão. A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 2.200 de 31 de janeiro de 2017, aprovou o resultado da quarta revisão tarifária da Companhia que vigora desde 04 de fevereiro de 2017, cujo impacto tarifário médio percebido pelos consumidores foi aumento de 0,43%. 8.3 Bandeiras tarifárias: A partir de 2015, as contas de energia passaram a trazer o sistema de Bandeiras Tarifárias. As Bandeiras Tarifárias têm como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional -SIN, por meio da cobrança de valor adicional à Tarifa de Energia – TE. O sistema de Bandeiras Tarifárias é representado por: Bandeira Tarifária Verde; Bandeira Tarifária Amarela; Bandeira Tarifária Vermelha, segregada em Patamar 1 e 2. A Bandeira Tarifária Verde indica condições favoráveis de geração de energia, não implicando acréscimo tarifário. A Bandeira Tarifária Amarela indica condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$2,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês. A partir de novembro de 2017 o acréscimo da tarifa passou a ser de R$1,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh). A Bandeira Tarifária Vermelha indica condições ainda mais custosas de geração. Essa bandeira é dividida em dois patamares, quais sejam: Patamar 1: com a aplicação de uma tarifa de R$3,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês; Patamar 2: com aplicação de uma tarifa de R$3,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês. A partir de novembro de 2017 o acréscimo da tarifa passou a ser de R$5,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh). A Resolução Homologatória n°2.203/2017, com vigência a partir de fevereiro/2017, homologou os valores de Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha, mencionadas anteriormente. Após a finalização da Audiência Pública AP nº 61/2017 a ANEEL aprovou a alteração dos valores das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha – Patamar 2.

Resultados de 2017


Em 2017 e 2016 as bandeiras tarifárias vigoraram da seguinte forma:

2017 2016 Janeiro Verde Vermelha Patamar 2

Fevereiro Verde Vermelha Patamar 1

Março Amarela Amarela

Abril Vermelha Patamar 1 Verde

Maio Vermelha Patamar 1 Verde

Junho Verde Verde

Julho Amarela Verde

Agosto Vermelha Patamar 1 Verde

Setembro Amarela Verde

Outubro Vermelha Patamar 2

Verde

Novembro Vermelha Patamar 2 Amarela

Dezembro Vermelha Patamar 1 Verde

8.4 Outros assuntos regulatórios - sobrecontratação: A sobrecontratação da Companhia é decorrente, principalmente, da obrigatoriedade que foi imposta às concessionárias de energia elétrica de adquirir energia no Leilão A-1 de 2015 e da migração de clientes especiais para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Independentemente da sua necessidade, as distribuidoras de energia elétrica do país estavam sujeitas à aquisição obrigatória de um mínimo de 96% dos seus Montantes de Reposição no último leilão de 2015, sendo que o descumprimento dessa regra configuraria riscos alheios à gestão dos agentes, inclusive com a imposição de prejuízos a Companhia, oriundos de atividade não remunerada (a aquisição de energia). O Poder Concedente, diante do cenário de maior retração da economia e da renda, e, por conseguinte, da carga atendida pelos agentes de distribuição, editou o Decreto n° 8.828/16, alterando a obrigação de aquisição do montante mínimo obrigatório para futuros leilões, quando desnecessária. Quanto ao passado, foram mantidas as discussões e análise do tema junto aos agentes. Da mesma forma, com relação à migração de clientes especiais do mercado cativo para o mercado livre, a ANEEL alterou a regulamentação permitindo a devolução da energia a eles correspondente, a partir de leilão A-1 de 2016. Não sendo possível a redução dos contratos existentes uma vez que esta possibilidade não estava clara para o vendedor no edital dos leilões anteriores, resta o reconhecimento destas sobras como involuntárias. Por isso, o Grupo Energisa, recorreu a ANEEL para que essa sobrecontratação seja reconhecida como involuntária, afastando-se o prejuízo da Companhia. Em reunião da Diretoria da Aneel, realizada em 25 de abril de 2017, o regulador definiu que a aprovação da involuntariedade de cada distribuidora será avaliada individualmente, considerando o máximo esforço para atingimento do nível de cobertura contratual, conforme previsto na Resolução Normativa nº 453/2011. Cabe destacar que os processos administrativos abertos pelas empresas do setor de energia elétrica não foram deliberados pela ANEEL. Ao longo de 2016 e inicio de 2017, o Grupo Energisa envidou seus melhores esforços e utilizou-se de todos os mecanismos disponíveis, tais como a participação nos Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSDs) Mensais e de Energia Nova e a realização de acordos bilaterais com geradores. Neste sentido, as distribuidoras do Grupo Energisa em conjunto, estimam ter encerrado o ano de 2017 dentro do limite regulatório (entre 100% e 105%), enquanto que em 2016 o nível de contratação foi de 110,3%, sendo que apenas a parcela considerada como não involuntária e acima de 105%, é considerado como exposição das distribuidoras. Os valores incorridos até 31 de dezembro de 2016, não repassáveis para as tarifas dos consumidores, foram de R$925 reconhecidos como ganho na demonstração do resultado daquele exercício. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 a Companhia revisou os níveis de contratação em função de atualização de parâmetros regulatórios e acordos bilaterais retroativos. Por esta razão foi aplicada redução de R$79 na provisão não repasável para as tarifas, reconhecida na demonstração do resultado do exercício. Restou

Resultados de 2017


portanto um montante final de R$846, provisionado com o objetivo de expurgar os efeitos de sobrecontratação involuntária, que não será repassado aos consumidores. Adicionalmente a Companhia calculou os efeitos da sobrecontratação para o exercício de 2017 não identificando valores a serem contabilizados na demonstração do resultado do exercício. 9 Ativos e passivos financeiros setoriais

Referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados pela Parcela A e outros componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas no início do período tarifário e aqueles efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Os valores são realizados quando do início da vigência de outros períodos tarifários ou extinção de concessão com saldos apurados e não recuperados, os quais serão incluídos na base de indenização. Os valores reconhecidos de ativos e passivos financeiros setoriais tiveram a contrapartida a receita de venda de bens e serviços. Os aditivos contratuais emitidos pela Aneel, veem garantir que os valores de CVA e outros itens financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. A Companhia contabilizou as variações destes custos como ativos e passivos financeiros setoriais, conforme demonstrado a seguir:

Ativo financeiro setorial Saldo em

2016 Receita Operacional

Resultado Financeiro Transferência

Saldo em

2017

Valores em Amortização

Valores em Constituição

Circulante Não

Circulante Adição Amortização Remuneração

Itens da Parcela A (i) Energia elétrica comprada

para revenda 6.762 34.219 (3.195) 630 - 38.416 175 38.241 34.888 3.528

Programa Incentivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA

13 - (11) - (2) - - - - -

Transporte de Energia Elétrica Rede Básica

365 511 (299) (2) (472) 103 27 76 96 7

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

2.302 159 (2.461) 24 208 232 232 - 232 -

Componentes financeiros Neutralidade da Parcela A

(iv) 4.075 3.078 (3.624) 14 (50) 3.493 343 3.150 3.202 291

CUSD 30 1.187 (31) 21 - 1.207 3 1.204 1.096 111 Exposição de submercados 75 2.893 (66) 138 (73) 2.967 - 2.967 2.693 274 Garantias (v) 591 468 (510) 32 - 581 46 535 532 49 Saldo a Compensar (vi) 1.496 (1) (1.331) - (26) 138 138 - 138 -

Total Ativo 15.709 42.514 (11.528) 857 (415) 47.137 964 46.173 42.877 4.260

Passivo financeiro setorial Saldo

em 2016

Receita Operacional Resultado Financeiro Transferência

Saldo em

2017



Circulante Não Circulante

Adição Amortização Remuneração Itens da Parcela A (i)


65 91 (61) (78) (2) 15 6 9 15 -


- 382 - 89 (471) - - - - -

Encargo de serviços de sistema ESS (iii)

8.547 9.273 (6.970) 235 - 11.085 652 10.433 10.122 963


- 3.455 - 106 208 3.769 - 3.769 3.421 348

Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A (iv) - 51 - - (51) - - - - - Sobrecontratação de energia

(ii) 9.946 19.717 (5.489) 1.601 - 25.775 498 25.277 23.443 2.332

Devoluções Tarifárias (viii) 416 1.187 - 98 - 1.701 - 1.701 - 1.701 CUSD - - - - - - - - - - Exposição de submercados 3.873 509 (3.941) 34 (73) 402 402 - 402 - Garantias (v) - - - - - - - - - - Saldo a Compensar (vi) 211 644 (185) 26 (26) 670 - 670 608 62 Outros itens financeiros (vii) 286 538 (848) 81 - 57 57 - 57 -

Total Passivo 23.344 35.847 (17.494) 2.192 (415) 43.47

4 1.615 41.859 38.068 5.406

Saldo líquido (7.635) 6.667 5.966 (1.335) - 3.663 (651) 4.314 4.809 (1.146)

Resultados de 2017


(i) Valores tarifários não gerenciáveis a compensar da Parcela A – CVA A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito de registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.

(ii) Repasse de sobrecontratação/exposição involuntária de energia

A distribuidora deve garantir, por meio de contratos de energia regulados, o atendimento de 100% do seu mercado. Contratações superiores ou inferiores a este referencial implicam na apuração, pela ANEEL, com aplicação nos processos de reajustes e revisões tarifárias, dos custos de repasse de aquisição do montante de sobrecontratação, limitado aos 5% em relação à carga anual regulatória de fornecimento da distribuidora e do custo da energia referente à exposição ao mercado de curto prazo. Conforme mencionado na nota 8.4, valores superiores ao limite de 105% estão em discussão e, portanto, ainda não foram reconhecidos.

(iii) Encargo de Serviço do Sistema – ESS

Representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, que inclui os serviços ancilares, prestados pelos usuários do Sistema Interligado Nacional – SIN.

(iv) Neutralidade da Parcela A

Refere-se à neutralidade dos encargos setoriais na tarifa, apurando as diferenças mensais entre os valores faturados e os valores inseridos nas tarifas.

(v) Garantias Financeiras

Repasse dos custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras previstas nos contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR de leilões de energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004.

(vi) Saldo a Compensar da CVA do ciclo anterior

Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o saldo da CVA em processamento considerado no processo tarifário foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.

(vii) Outros itens financeiros

Considera-se os demais itens financeiros de característica não recorrentes e específico das Distribuidoras, tais como, Reversão do financeiro RTE2015, Diferencial Eletronuclear, Repasse de Compensação DIC/FIC, etc.

(viii) Devoluções Tarifárias

Referem-se as receitas de ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos auferidas a partir do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (4CRTP), iniciado a partir de agosto/2016, atualizadas mensalmente com aplicação da variação da SELIC e serão amortizadas a partir do início do 5º ciclo de Revisão Tarifário Periódica (5CRTP).

10 Outros créditos

2017 2016 Subvenção Baixa Renda (1) 2.326 1.548 Ordens de serviço em curso – PEE e P&D 963 1.869 Ordens de serviço em curso – outros 21 20 Adiantamentos 306 274 Subvenção CDE – Desconto Tarifário (2) 3.998 193 Créditos de terceiros – Alienação de bens e direitos 746 574 Outros (3) 100 2 Total - circulante 8.460 4.480

Resultados de 2017


(1) Subvenção Baixa renda - Esses créditos referem-se à subvenção da classe residencial baixa renda, das unidades consumidoras com consumo mensal inferior a 220 kWh, desde que cumpridos certos requisitos. Essa receita é custeada com recursos financeiros oriundos da RGR - Reserva Global de Reversão e da CDE - Conta de Desenvolvimento Energético ambos sob a administração da Eletrobrás. O saldo refere-se as provisões de novembro e dezembro/2017. Administração não espera apurar perdas na realização do saldo. Segue a movimentação ocorrida no exercício:

2017 2016 Saldo inicial – circulante - 2016 e 2015 1.548 1.278 Subvenção Baixa Renda 8.292 8.837 Ressarcimento e compensações pela CCEE/Eletrobrás (7.514) (8.567) Saldo final - circulante – 2017 e 2016 2.326 1.548

(2) Subvenção CDE – Desconto Tarifário: Refere-se a recursos transferidos às concessionárias autorizados pelo Governo Federal, através do

Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013, para fazer frente à Subvenção CDE para os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. O saldo em 31 de dezembro de 2017 corresponde a subvenções incorridas nos meses de novembro e dezembro de 2017 cujo ressarcimento será compensado no primeiro trimestre de 2018. Segue a movimentação ocorrida no exercício:

2017 2016 Saldo inicial – circulante - 2016 e 2015 193 928

Desconto Tarifário Subvenção Irrigante e Rural 7.787 4.384

Ressarcimento e compensações pela CCEE/Eletrobrás (3.982) (5.119)

Saldo final – circulante – 2017 e 2016 3.998 193 (3) Outros – Inclui R$17 (R$70 em 2016) de provisão para crédito de liquidação duvidosa e R$105 referente a compartilhamento, conforme

contrato aprovado pela ANEEL. 11 Transações com partes relacionadas

A Companhia é controlada pela ENERGISA S/A, (100% do capital total), que por sua vez detém o controle acionário da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S/A (EPB), Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S/A (ESE), Energisa Minas – Distribuidora de Energia S/A (EMG), Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S/A (ENF), Energisa Serviços Aéreos S/A, Energisa Planejamento e Corretagem de Seguros Ltda, Energisa Soluções S/A (ESO), Energisa Soluções e Construções em Linhas e Redes S/A, Energisa Geração Usina Maurício, Parque Eólico Sobradinho, Energisa Comercializadora de Energia S/A, Energisa Pará Transmissora de Energia I S/A, Energisa Góias Transmissora de Energia I S/A, Energisa Empreendimentos de Energia I S/A, Energisa Empreendimentos de Energisa II S/A além das participações nas sociedades Denerge Desenvolvimento Energético S.A. e Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A, que conferiram à Energisa S/A o controle indireto da Rede Energia S/A e, por consequência, das sociedades: Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S/A (EMS), Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A (EMT), Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S/A (ETO), Energisa Sul Sudeste – Distribuição de Energia S/A (nova denominação social da Caiuá Distribuição de Energia S/A (ESS), que incorporou em 30 de junho de 2017 as empresas: (Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa de Distribuição de Energia Elétrica do Vale do Paranapanema S/A (EDEVP), Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)), Multi Energisa Serviços S/A, Rede Power do Brasil S/A (REDE POWER), Companhia Técnica e Comercialização de Energia S/A (CTCE), Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S/A e QMRA Participações S/A. Transações efetuadas durante o exercício pela Companhia:

Serviços

contratados (Despesas)

Energia elétrica comprada para revenda/

Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição (4)

Comissão aval (Despesa

financeira) (5)

Saldo a pagar (Fornecedores)

Saldo a pagar (Comissão de Aval)

// Energisa S/A (1) 4.808 - 755 5.550 84 Multi Energisa Serviços S/A (2) 436 - - - - Energisa Soluções S/A (3) 39 - - 95 - Energisa Paraiba – Distribuidora de Energia S/A - 7.708 - - -

2017 5.283 7.708 755 5.645 84 2016 7.131 2.771 587 564 -

(1) Energisa S/A – refere-se a serviços administrativos e de compartilhamento de recursos humanos para execução de parcela dos macroprocessos prestados às suas controladas. Os custos são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifários. Os contratos de compartilhamento foram aprovados pela ANEEL e firmados em 01 de

Resultados de 2017


março de 2017 com prazo de validade de 60 meses, podendo ser prorrogado mediante termo aditivo que deverá conter anuência da ANEEL.

(2) Muti Energisa Serviços S/A - Refere-se a serviços de Call Center e Suporte a TI e foram submetidos à aprovação da ANEEL. Os custos são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifários.

(3) Energisa Soluções S/A - as transações com as empresas ligadas referem-se a serviços de manutenção de linhas, subestações, engenharia e de projetos. Os contratos foram submetidos à aprovação da ANEEL e são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifarios.

(4) Os valores de venda de energia e custo e uso de conexão estão suportados por contratos que foram submetidos à aprovação da ANEEL e foram efetuados em condições usuais de mercado.

(5) Refere-se custo de comissão de aval, iniciado em fevereiro de 2013, de garantias da controladora sobre contratos da Companhia a

razão de 1,5% a.a. O saldo em 31 de dezembro de 2017 monta em R$114 (R$21 em 2016). Remuneração dos administradores

2017 2016 Remuneração Anual (a) 3.877 3.658

Remuneração dos membros do Conselho de Administração 952 804

Remuneração da Diretoria 1.359 1.385

Outros Benefícios (b) 1.236 361

(a) Limite global da remuneração anual dos administradores para o exercício de 2017 foi aprovado na AGE de 28 de abril de 2017. (b) Inclui, encargos sociais, benefícios de previdência privada, seguro saúde e seguro de vida.

A maior e a menor remuneração atribuídas a dirigentes e conselheiros, relativas ao mês de dezembro, foram de R$24 e R$2 (R$23 e R$1 em 2016), respectivamente. A remuneração média no exercício foi de R$8 (R$8 em 2016). 12 Créditos tributários, impostos diferidos e despesa de imposto de renda e contribuição social

corrente

O IRPJ e a CSLL diferidos são calculados sobre as diferenças entre os saldos dos ativos e passivos das Demonstrações Financeiras e as correspondentes bases fiscais utilizadas no cálculo do IRPJ e da CSLL correntes. A probabilidade de recuperação destes saldos é revisada no fim de cada exercício e, quando não for mais provável que bases tributáveis futuras estejam disponíveis e permitam a recuperação total ou parcial destes impostos, o saldo do ativo é reduzido ao montante que se espera recuperar.

2017 2016 Ativo Diferenças temporárias: Imposto de renda 14.086 18.323 Contribuição social sobre o lucro líquido 5.071 6.596

Total – não circulante 19.157 24.919 Passivo Diferenças Temporárias Imposto de renda 1.842 1.221 Contribuição social sobre o lucro líquido 663 439

2.505 1.660 Totais líquidos – ativos não circulantes 16.652 23.259

Resultados de 2017


As diferenças temporárias são como segue:

2017 2016

base de cálculo IRPJ + CSSL base de cálculo IRPJ + CSSL Ativo

Creditos fiscais - ágio (1) 39.140 13.308 41.963 14.267 Outras provisões (PEE, P&D, honorários e outras) 7.539 2.563 8.242 2.802 Ativo financeiro setorial (CVA´s) - - 7.635 2.596 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 4.352 1.480 6.531 2.221 Provisão para crédito de liquidação duvidosa - PCLD 3.193 1.086 3.241 1.102 Ajustes a valor presente 1.607 546 2.679 911 Outras adições/exclusões temporárias 156 53 661 225 Marcação a mercado - derivativos 28 10 1.389 472 Marcação a mercado - divida 327 111 951 323 IRPJ e CSSL sobre a parcela do VNR do contas a receber da concessão e atualizações: (7.368) (2.505) (4.883) (1.660)

Total - ativo não circulante 48.974 16.652 68.409 23.259 (1) O beneficio fiscal do ágio está sendo amortizado pelo período remanescente de exploração da concessão, pelo método linear.

A seguir está apresentada a estimativa para as realizações dos impostos diferidos. As projeções de resultados utilizadas no estudo de recuperabilidade desses ativos foram aprovadas pelo Conselho de Administração.

Exercício Realização dos créditos fiscais 2018 998 2019 1.416 2020 1.646 2021 1.641 2022 1.706 2023 a 2025 11.750 Total 19.157

Os valores de imposto de renda e contribuição social que afetaram o resultado do exercício, bem como a compensação dos créditos tributários registrados são demonstrados como segue:

2017 2016

Lucro antes dos impostos 38.244 18.547 Alíquota fiscal combinada 34% 34% Imposto de renda e contribuição social calculados às alíquotas fiscais combinadas (13.003) (6.306) Ajustes: Redução do imposto de renda e adicionais – SUDENE (*) 6.387 4.619 Redução do imposto de renda e adicionais – SUDENE – Efeito PERT (**) (2.014) - Outros (**) 1.125 75 Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (7.505) (1.612) Alíquota efetiva 19,62% 8,69%

(*) A Companhia possui redução do imposto de renda e adicionais. Em dezembro de 2012 a Companhia obteve aprovação do Ministério da

Integração Social os novos pedidos de benefício fiscal de 75% para o período de 01 de janeiro de 2012 a 31 de dezembro de 2021 e o deferimento de seus pedidos junto à Receita Federal - Ato Declaratório Executivo nº 13 de 03 de junho de 2013, consiste na redução de até 75% do Imposto de Renda calculado sobre o lucro de exploração. Os valores de redução do imposto de renda e adicionais - Incentivo SUDENE- auferidos nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, foram registrados diretamente na demonstração de resultado do exercício na rubrica “imposto de renda e contribuição social corrente” de acordo com a Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08.

(**) A Companhia efetuou recálculos das bases tributáveis dos exercícios de 2013, 2014, 2015, 2016, em decorrência da alteração do critério de tributação do regime de caixa para competência sobre os valores de ativos e passivos financeiros setoriais (CVA) e a desistência de processos que se encontravam em discussões judiciais referente a assuntos tributários de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, cujos os débitos originados dessas novas apurações foram incluídos no Programa Especial de Regularização Tributária denominado PERT, resultando em contabilização dos efeitos de imposto de renda e de contribuição social sobre o lucro registrados no exercício.

Resultados de 2017


13 Contas a receber da concessão

A Lei nº 12.783/13, determinou a metodologia que deve ser adotada na indenização dos ativos de geração, transmissão e distribuição ao final da concessão, o VNR – Valor novo de reposição. Desde 31 de dezembro de 2012 a Companhia passou a reconhecer o VNR, homologado pela ANEEL, dos ativos que compõe a concessão, com aplicação do IGPM. Em novembro de 2015, a ANEEL através da Resolução Normativa nº 686/2015, aprovou a revisão do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Revisão Tarifária (PRORET) da Base de Remuneração Regulatória (BRR), onde determinou que a base de remuneração fosse corrigida pela aplicação do IPCA. A remuneração do contas a receber da concessão VNR foi registrada em receitas operacionais como ativo financeiro indenizável da concessão no montante de R$2.534 (R$1.396 em 2016). O valor registrado no exercício de 2017 inclui a parcela do processo do 4º ciclo tarifário aprovado pela Aneel através da Resolução Homologatória nº 2.200, de 31 de janeiro de 2017, Nota Técnica nº. 007/2017 – SGT/ANEEL. Esse direito está classificado como ativo financeiro disponível para venda no ativo não circulante. A Companhia registra as variações no fluxo de caixa estimado desse ativo financeiro no resultado operacional do exercício. Segue as movimentações ocorridas no exercício: 2017 2016

Ativo financeiro valor justo - 2016 e 2015 47.949 40.871 Adições no exercício (*) 5.573 5.695 Baixas no exercício (441) (13) Receitas operacionais – ativo financeiro indenizável da concessão (**) 2.534 1.396 Ativo financeiro valor justo - 2017 e 2016 55.615 47.949 (*) Transferência do intangível para o grupo de contas a receber da concessão.

(**) Os ativos são atualizados pela variação mensal do IPCA, índice de remuneração utilizado pelo regulador nos processos de reajuste tarifário. No exercício além da aplicação da variação do IPCA sobre a base blindada, devidamente homologada pela ANEEL conforme Nota Técnica nº 07/2017-SGT/ANEEL, que resultou no valor de R$2.450 (R$1.396 em 2016), também foi reconhecido R$84 de atualização da base incremental.Possíveis variações decorrentes do critério de cálculo do VNR também são consideradas.

14 Intangível e Imobilizado

2017 2016 Intangível - Contrato de concessão 76.025 74.744 Imobilizado 877 955 Total 76.902 75.699

Intangível - Contrato de concessão

Resultados de 2017


Refere-se a parcela da infraestrutura utilizada na concessão da distribuição de energia elétrica a ser recuperada pelas tarifas durante o prazo da concessão.

Taxa média de

depreciação (%) Saldo 2016 Adição Transferências Baixas (*)

Amortização/ Depreciação

(**) Saldo 2017 Em Serviço

Custo 4,32% 180.213 - 7.370 (2.603) - 184.980 Amortização Acumulada (90.680) - - 1.955 (8.878) (97.603) Subtotal 89.533 - 7.370 (648) (8.878) 87.377 Em Curso 6.350 14.216 (7.370) (5.642) - 7.554 Total Intangível 95.883 14.216 - (6.290) (8.878) 94.931

Obrigações vinculadas à concessão Em Serviço Custo 53.742 - 680 - - 54.422 Amortização Acumulada 4,04% (33.721) - - - (4.247) (37.968) Subtotal 20.021 - 680 - (4.247) 16.454 Em Curso 1.118 2.083 (680) (69) - 2.452 Total Obrigações Vinculadas 21.139 2.083 - (69) (4.247) 18.906 Total Intangível 74.744 12.133 - (6.221) (4.631) 76.025

Imobilizado em Serviço Software 20,00% 4 - - (4) - - Máquinas e equipamentos 17,37% 1.615 - 97 - - 1.712 Veículos 14,69% 67 - - - - 67 Móveis e utensílios 6,25% 1.079 - 11 - - 1.090 Total do imobilizado em serviço 2.765 - 108 (4) - 2.869 Depreciação acumulada: Software (4) - - 4 - - Máquinas e equipamentos (1.036) - - - (143) (1.179) Veículos (67) - - - - (67) Móveis e utensílios (703) - - - (43) (746) Total Depreciação acumulada (1.810) - - 4 (186) (1.992) Subtotal Imobilizado 955 - 108 - (186) 877 Imobilizado em curso - 108 (108) - - - Total do Imobilizado 955 108 - - (186) 877 Total Ativo Intangível e Imobilizado 75.699 12.241 - (6.221) (4.817) 76.902

(*) Das baixas no montante de R$6.221, R$5.573 refere-se as transferência do ativo intangível liquido das obrigações especiais para o

contas a receber da concessão e R$648 referem-se as baixas realizadas no exercício, inicialmente contabilizadas nas Ordens de desativação – ODD, e ao final do processo os valores são transferidos para a demonstração do resultado do exercício na rubrica de outras receitas (despesas) operacionais.

O montante transferido do ativo intangível, líquido das obrigações especiais, para o contas a receber da concessão de R$5.573 (R$5.695 em 2016), corresponde a parcela bifurcada do ativo intangível a ser indenizada no final da concessão pelo Poder Concedente, conforme prevê o contrato de concessão de distribuição de energia elétrica que está enquadrado nos critérios de aplicação da interpretação técnica do ICPC 01 (IFRIC 12).

(**) A Companhia registrou no exercício, crédito de PIS/COFINS sobre amortização dos bens e equipamentos no montante de R$62 (R$35 em 2016).

Resultados de 2017


Taxa média de

depreciação (%) Saldo 2015 Adição

Transferências Baixas (*)

Amortização/

Depreciação Saldo 2016 Em Serviço

Custo 4,34% 177.822 - 13.096 (10.705) - 180.213 Amortização Acumulada (91.128) - - 9.187 (8.739) (90.680) Subtotal 86.694 - 13.096 (1.518) (8.739) 89.533 Em Curso 13.983 15.834 (13.096) (10.371) - 6.350 Total Intangível 100.677 15.834 - (11.889) (8.739) 95.883

Obrigações vinculadas à concessão Em Serviço Custo 52.910 - 832 - - 53.742 Amortização Acumulada 3,92% (32.021) - - (1.700) (33.721) Subtotal 20.889 - 832 - (1.700) 20.021 Em Curso 4.537 2.089 (832) (4.676) 1.118 Total Obrigações Vinculadas 25.426 2.089 - (4.676) (1.700) 21.139 Total Intangível 75.251 13.745 - (7.213) (7.039) 74.744

Imobilizado em Serviço Software 20,00% 4 - - - - 4 Máquinas e equipamentos 16,84% 1.356 - 259 - - 1.615 Veículos 14,29% 67 - - - - 67 Móveis e utensílios 6,25% 1.062 - 17 - - 1.079 Total do imobilizado em serviço 2.489 - 276 - - 2.765 Depreciação acumulada: Software (3) - - - (1) (4) Máquinas e equipamentos (900) - - (136) (1.036) Veículos (58) - - - (9) (67) Móveis e utensílios (660) - - - (43) (703) Total Depreciação acumulada (1.621) - - - (189) (1.810) Subtotal Imobilizado 868 - 276 - (189) 955 Imobilizado em curso - 276 (276) - - - Total do Imobilizado 868 276 - - (189) 955

Total Ativo Intangível e Imobilizado 76.119 14.021 - (7.213) (7.228) 75.699

(*) Das baixas no montante de R$7.213, R$5.695 refere-se as transferência do ativo intangível liquido das obrigações especiais para o

contas a receber da concessão e R$1.518 referem-se as baixas realizadas no exercício, inicialmente contabilizadas nas Ordens de desativação – ODD, e ao final do processo os valores são transferidos para a demonstração do resultado do exercício na rubrica de outras receitas (despesas) operacionais.

O montante transferido do ativo intangível, líquido das obrigações especiais, para o contas a receber da concessão de R$5.695 em 2016, corresponde a parcela bifurcada do ativo intangível a ser indenizada no final da concessão pelo Poder Concedente, conforme prevê o contrato de concessão de distribuição de energia elétrica que está enquadrado nos critérios de aplicação da interpretação técnica do ICPC 01 (IFRIC 12).

A infraestrutura utilizada pela Companhia nas suas operações é vinculada ao serviço público de distribuição de energia, não podendo ser retirada, alienada, cedida ou dada em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Normativa nº 691 de 08 de dezembro de de 2015, regulamenta a desvinculação da infraestrutura das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para sua desvinculação, quando destinada à alienação. Determina, também, que o produto da alienação seja depositado em conta bancária específica e os recursos reinvestidos na infraestrutura da própria concessão. A amortização do intangível está sendo realizada de acordo com as taxas da Resolução Normativa da ANEEL n° 674, de 11 de agosto de 2015, limitada ao prazo da concessão com base nos benefícios econômicos gerados anualmente. A taxa média ponderada de amortização utilizada é de 4,32% (4,34% em 2016). O saldo do intangível e do contas a receber da concessão, está reduzido pelas obrigações vinculadas a concessão, que são representadas por:

2017 2016 Contribuições do consumidor (1) 55.185 53.101 Participação do Governo do Estado (2) 3.774 3.774 Reserva para reversão 12 12 Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente 4.353 4.353 (-) Amortização acumulada (37.968) (33.721) Total 25.356 27.519 Alocação: Contas a receber da concessão 6.450 6.380 Infraestrutura – Intangível em serviço 16.454 20.021 Infraestrutura - Intangível em curso 2.452 1.118 Total 25.356 27.519

Resultados de 2017


(1) As contribuições do consumidor representam a participação de terceiros em obras para fornecimento de energia elétrica em áreas não incluídas nos projetos de expansão das concessionárias de energia elétrica.

(2) A participação do Governo do Estado, estão destinados ao Programa Luz para Todos.

Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente A Companhia passou pelo 3º ciclo de revisão tarifária em fevereiro de 2013 e, a partir dessa data, os faturamentos da ultrapassagem de demanda e energia reativa excedente passaram a ser contabilizados na rubrica Obrigações Especiais. Conforme Resolução Normativa nº 660 de 28 de abril de 2015 e Despacho ANEEL nº 245, de 28 de janeiro de 2016, a partir do 4º ciclo de revisão tarifária a Receita de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente passou a ser contabilizada na rubrica Passivos Financeiros Setoriais. A Companhia passou pelo 4CRTP em 2017. 15 Fornecedores

2017 2016

Contratos Bilaterais (1) 11.439 12.430 Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS (1) 1.276 380 Conexão à rede (1) 5 7 Uso do sistema de distribuição (1) 1.110 679 Encargos de Serviço no Sistema (1) 5.601 4.335 Materiais, serviços e outros (2) 4.112 2.664 Total 23.543 20.495 Circulante 23.140 20.092 Não circulante 403 403

(1) Refere-se a aquisição de energia elétrica de geradores, uso da rede básica e uso do sistema de distribuição, cujo prazo médio de

liquidação é de 25 dias. (2) Referem-se as aquisições de materiais, serviços e outros, necessários à execução, conservação e manutenção dos serviços de distribuição

e comercialização de energia elétrica, com prazo médio de liquidação de 40 dias. 16 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

O saldo dos empréstimos e financiamentos são demonstrados pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa efetiva de juros.

2017 2016 Empréstimos e financiamentos – moeda nacional 83.067 40.185 Empréstimos e financiamentos – moeda estrangeira 40.343 19.753 Encargos de dívidas – moeda nacional 933 184 Encargos de dívidas – moeda estrangeira 651 576 (-) Custos a amortizar (133) (140) (-) Marcação a mercado de dívidas 327 951 Total 125.188 61.509 Circulante 30.699 8.871 Não Circulante 94.489 52.638

Resultados de 2017


A composição da carteira de empréstimos e financiamentos e as principais condições contratuais podem ser encontradas no detalhamento abaixo:

Operação

Total Encargos

Vencimento

Periodicidade

Amortização

Taxa efetiva de juros (**)

Garantias (*) 2017 2016 Financeiros Anuais

FIDC Grupo Energisa III 5.030 5.059 CDI + 0,70% a.a. dez/20 Mensal 10,64% F Repasse BNDES I - BNB 2.565 2.887 UMBND + 3,90% a.a. mar/23 Mensal 3,96% A Repasse BNDES II - BNB 7.233 8.179 TJLP + 3,90% a.a. mar/23 Mensal 11,02% A

Repasse BNDES – Bradesco (3) 3.013 2.566 TJLP + 3,96% a 4,26%

a.a. nov/21 Mensal 11,08% a 11,38

% A

Repasse BNDES - Itaú (3) 2.630 2.240 TJLP + 3,96% a 4,26%

a.a. nov/21 Mensal 11,08

% a 11,38

% A

Repasse BNDES - Bradesco (3) 2.187 2.166 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A Repasse BNDES - Itaú (3) 1.909 1.891 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A Financ. Investimentos 2007-2008 (FNE) – BNB (5) - 1.145 7,50% a.a. (Pré) jun/17 Mensal 7,50% F + E

Financ. Investimentos 2009-2010 (FNE) - BNB (5 e 6) - 3.393

10,00% a.a. (Pré) ago/19 Mensal 10,00% F + E

FINAME - Itaú BBA 2.351 2.809

2,50% a 8,70% a.a. (Pré)

nov/24 Mensal 2,50% a 8,70% A

NOTA PROMISSÓRIA SAFRA - 1º SÉRIE (4) 1.077 - CDI + 1,65% abr/18 Mensal 11,59% A

NOTA PROMISSÓRIA SAFRA - 2º SÉRIE (4) 9.696 -

CDI + 1,65% mar/19 Mensal 11,59% A

BNDES FINEM - Itaú BBA (4) 4.085 5.307 TJLP + 3,10% a.a, abr/21 Mensal 10,22% A BNDES FINEM - Itaú BBA (4) 2.194 2.727 SELIC + 3,10% a.a, abr/21 Mensal 12,95% A Nota Taxa Flutuante FNR – Santander (7) 40.030 - CDI + 1,3248% dez/20 semestral 11,26% A

(-) Custo de captação incorrido na contratação (133) (140)

- - - - -

Total em Moeda Nacional 83.867 40.229 Resolução 4131 - Itaú BBA (1 e 4) 20.624 20.329 4,8535% a.a. (Pré) jul/18 Final 6,35% A Resolução 4131 - Citibank BBA (1 e 4) 20.370 - Libor + 0,97% a.a. nov/20 Final 3,77% A

(+) Marcação à Mercado de Dívida (2) 327 951 Total em Moeda Estrangeira 41.321 21.280 Total 125.188 61.509

A = Aval Energisa S.A., E= Fundo de reserva, F=Recebíveis.

(1) Os contratos em moeda estrangeira possuem proteção de swap cambial e instrumento financeiro derivativo (vide nota explicativa nº 27).

(2) As operações estão sendo mensuradas ao valor justo por meio do resultado, de acordo com os métodos da contabilidade de

“hedge” de valor justo ou pela designação como “Fair Value Option” (nota explicativa nº 27).

(3) A controladora Energisa S/A., firmou um acordo de investimentos com a BNDES Participações S.A – BNDESPAR por meio de um sindicato de bancos, formado entre Itaú Unibanco S.A., Banco Bradesco S.A., Banco BTG Pactual S.A. e Banco Citibank S.A., visando o repasse no âmbito dos programas FINAME e FINEM, no montante de R$10.693, sujeito ao atendimento das condições estabelecidas entre os Agentes Repassadores e à confirmação, aprovação e disponibilidade de recursos por parte do BNDES. O Acordo de Investimentos prevê, ainda, o compromisso de implementar alterações no Estatuto Social da controladora Energisa S.A. de forma a adequá-lo às melhores práticas de governança e adesão ao Regulamento de Listagem do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&F Bovespa em até 48 meses contatos da data de emissão das debentures de 7ª emissão da controladora Energisa S.A. Até 31 dezembro de 2017 foram liberados R$10.693, referente a 1ª tranche do programa do Acordo de Investimentos. Esses recursos serão destinados a expansão e modernização do sistema de distribuição de energia elétrica na área de concessão da companhia, além de investimentos na aquisição de máquinas e equipamentos e investimentos sociais não contemplados nos licenciamentos ambientais. Os contratos junto ao BNDES possuem cláusulas restritivas que em geral, requerem a manutenção de certos índices financeiros em determinados níveis. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pela controladora Energisa S.A.. Além disto, estes contratos possuem obrigações contratuais não financeiras, como envio periódico de informações, cumprimento regular de normas trabalhistas, manutenção de licenças necessárias à operação, bem como de seguros, entre outras, que são avaliadas pelo banco quanto ao fiel atendimento. O descumprimento desses níveis e obrigações pode implicar em vencimento antecipado das dívidas (vide nota explicativo nº 27 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

(4) Os contratos possuem cláusulas restritivas que em geral, requerem a manutenção de certos índices financeiros em determinados níveis. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pela controladora Energisa S.A. O descumprimento

Resultados de 2017


desses níveis pode implicar em vencimento antecipado das dívidas. Em 31 de dezembro de 2017, os índices foram cumpridos (vide nota explicativa nº 27).

(5) Considera Bônus adimplemento de 25% e 15% sobre juros, para investimentos no semiárido e fora do semiárido, respectivamente.

(6) A Companhia liquidou antecipadamente seus empréstimos junto ao Banco do Nordeste em dezembro/2017.

(7) Visando o reforço de capital de giro e redução de custo financeiro, a Companhia captou 40.000 em FRN (Nota Taxa Flutuante),

com vencimento final em 28/12/2020. A FRN tem data de emissão de 21/12/2017 e fazem jus a uma remuneração CDI + 1,3248% a.a.

(*) Para garantia do pagamento das parcelas de curto prazo, a Companhia mantém aplicações no montante R$3.184 (R$4.215 em

2016), registrados na rubrica “Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados” no ativo circulante e não circulante.

(**) Inclui variação cambial para as dívidas em moeda estrangeira.

Os financiamentos obtidos junto ao Finame estão garantidos pelos próprios equipamentos financiados. A Companhia tem como prática alocar o pagamento de juros na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa. Os principais indicadores utilizados para a atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais e taxas efetivas nos exercícios:

Moeda/indicadores 2017 2016 US$ x R$ 1,50% -16,54% TJLP 7,12% 7,50% SELIC 9,85% 14,02% CDI 9,94% 14,00% LIBOR 1,30% 0,67% UMBNB 0,06% 0,07%

Os financiamentos classificados no passivo não circulante têm seus vencimentos assim programados:

2017

2019 30.867 2020 55.660 2021 5.184 2022 2.240 Após 2022 538 Total 94.489

Seguem as movimentações ocorridas nos exercícios:

Descrição 2017 2016 Saldos em 2016 e 2015 61.509 72.249 Novos empréstimos e financiamentos obtidos 72.221 31.130 Encargos de dívidas – juros, variação monetária e cambial 6.621 4.504 Custos Apropriados (52) (59) Marcação a Mercado das Dívidas (624) 915 Pagamento de principal (9.943) (42.675) Pagamento de juros (4.544) (4.555) Saldos em 2017 e 2016 125.188 61.509 Circulante 30.699 8.871 Não circulante 94.489 52.638

Resultados de 2017


Os custos de captações dos financiamentos a serem amortizados nos exercícios subsequentes são: Contratos 2018 2019

2020 em diante Total

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios-Grupo Energisa III 8 8 7 23 Banco Itaú BBA - BNDES 20 20 40 80 Nota Promissória SAFRA 1º Série 1 - - 1 Nota Promissória SAFRA 2º Série 23 6 - 29 52 34 47 133

17 Impostos e contribuições sociais

2017 2016

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços - ICMS (*) dfaçslfçaslkçlsdICMS 7.411 7.360 Encargos sociais 297 353 Imposto de renda pessoa jurídica – IRPJ 402 5.760 Contribuição social s/ o lucro líquido – CSLL 170 2.103 Contribuições ao PIS e a COFINS 1.877 1.046 Imposto de renda retido na fonte - IRRF 52 55 Outros 123 2.399 Total 10.332 19.076 Circulante 8.801 8.333 Não circulante 1.531 10.743

(*) A Companhia possui R$762 (R$762 em 2016) referente ao ICMS incidente sobre a TUSD suspenso por liminares (vide nota explicativa nº 6).

A Companhia aderiu ao Programa Especial de Regularização Tributária – PERT, instituído pela Lei nº 13.496/2017 (MP 783/2017), com pagamento em 5 parcelas iguais e sucessivas, correspondente a 5% do saldo devedor, corrigidos pela variação da Selic e optou por liquidar o saldo remanescente do débito no montante de R$4.332 com a utilização de prejuízos fiscais e/ou base negativa de contribuição social, adquiridos da controladora. A adesão ao programa gerou redução de multas e juros de R$1.566, registrado na rubrica de “Outras receitas financeiras” na demonstração do resultado do exercício. A Companhia deve manter os pagamentos regular dos impostos, contribuições e demais obrigações para garantir as condições do programa. A consolidação dos débitos será realizada pela Receita Federal do Brasil em até cinco anos. Segue demonstração dos valores incluídos no Programa:

Principal Multas Juros Débito

Atualizado em 2017

INSS 498 99 166 763 IRPJ e CSLL 3.693 739 1.014 5.446 Total 4.191 838 1.180 6.209

Principal Valor do débito 4.191 Atualização (juros + multas) 2.018 Total 6.209 Liquidação

Pagamento a vista (antecipações) - 5% (311) Redução de multas e juros (outras receitas financeiras) (1.566) Valor utilizado de Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa de CSLL – adquiridos da controladora (4.332)

Total (6.209)

Resultados de 2017


18 Encargos setoriais

2017 2016 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (1) 1.978 2.322 Fundo Nacional Desenvolvimento Científico Tecnológico - FNDCT 81 75 Ministério de Minas e Energia - MME 40 38 Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL 166 - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 1.683 1.306 Programa de Eficiência Energética - PEE 1.863 2.495 Total 5.811 6.236 Circulante 3.228 4.463 Não circulante 2.583 1.773

(1) A Resolução Homologatória nº 2.077 da ANEEL, de 07 de junho de 2016, homologa as quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2016 e a Resolução Homologatória nº 2.204 de 07 de março de 2017, que altera a Resolução Homologatória nº 2.202 de 07 de fevereiro de 2017, homologa as quotas da CDE para o ano de 2017.

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE - refere-se a: (i) cota anual do exercício 2017 no montante de R$ 318 (R$387 em 2016); ii) cota destinada a devolução do aporte de CDE no montante de R$ 627 (R$590 em 2016); iii) cota destinada a devolução do aporte da conta no Ambiente de Contratação Regulada (“Conta ACR”) no montante de R$ 1.033 (R$ 1.345 em 2016). O contrato de concessão da Companhia estabelece a obrigação de aplicar anualmente o montante de 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado ao Programa de Eficiência Energética (PEE), Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT), ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL). A participação de cada um dos programas está definida pelas Leis nº 10.848 de 15 de março de 2004, nº 11.465 de 28 de março de 2007, nº 12.212 de 21 de janeiro de 2010 e nº 13.280 de 03 de maio de 2016. A atualização das parcelas referentes ao PEE e P&D é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL nº 176 de 28 de novembro de 2005, nº 219 de 11 de abril de 2006, nº 300 de 12 de fevereiro de 2008, nº 316 de 13 de maio de 2008, nº 504 de 14 de agosto de 2012, nº 556 de 18 de junho de 2013 e Ofício Circular nº 1.644/2009-SFF/ANEEL de 28 de dezembro de 2009. Por meio da Resolução Normativa nº 316, de 13 de maio de 2008, alterada pela Resolução Normativa nº 504 de 14 de agosto de 2012 e a Resolução Normativa nº 556 de 18 de junho de 2013, a ANEEL estabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do P&D e PEE, respectivamente. Entre esses novos critérios, foram definidos os itens que compõem a base de cálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento ao FNDCT e ao MME. Os gastos realizados com os projetos de PEE e P&D estão registrados na rubrica de serviços em curso até o final dos projetos, quando são encerrados contra os recursos do programa, enquanto a realização das obrigações por aquisição de ativo intangível, tem como contrapartida Obrigações Especiais. 19 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais

Uma provisão é reconhecida no momento em que a obrigação for considerada provável pelos assessores jurídicos da Companhia. A contrapartida da obrigação é uma despesa do exercício. Essa obrigação pode ser mensurada com razoável certeza e é atualizada de acordo com a evolução do processo judicial ou encargos financeiros incorridos e pode ser revertida caso a estimativa de perda não seja mais considerada provável, ou baixada quando a obrigação for liquidada. Por sua natureza, os processos judiciais serão resolvidos quando um ou mais eventos futuros ocorrerem ou deixarem de ocorrer. Tipicamente, a ocorrência ou não de tais eventos não depende da atuação da Companhia e incertezas no ambiente legal envolve o exercício de estimativas e julgamentos significativos da Administração quanto aos resultados dos eventos futuros.

Resultados de 2017


Segue demonstrativo da movimentação das provisões constituídas:

Trabalhistas Cíveis Fiscais 2017 2016

Saldos iniciais - 2016 e 2015 3.750 2.412 369 6.531 8.097 Constituições de provisões 809 2.116 - 2.925 1.849 Reversões de provisões (44) (413) (226) (683) (1.886) Pagamentos realizados (3.285) (1.291) - (4.576) (2.038) Atualização monetária 70 56 30 156 508 Saldos finais - 2017 e 2016 1.300 2.880 173 4.353 6.531

Cauções e depósitos vinculados (*) (1.098) (525)

(*) A Companhia possui cauções e depósitos vinculados no ativo não circulante no montante de R$5.057 (R$5.113 em 2016). Deste total,

R$3.959 (R$4.588 em 2016) não possuem provisões para riscos em face do prognóstico de êxito ser possível ou remoto. Perdas prováveis: Trabalhistas A maioria dessas ações discutem horas extras, equiparação salarial, acidente de trabalho, FGTS e do saldo apresentado em 2017. No exercício foram constituidos R$809 de novas provisões e reversões de provisões anteriormente constituídas de R$44. O incremento de provisão refere-se basicamente a revisões dos cálculos de liquidação ante a realização de provas periciais, sentenças e acórdãos, bem como a entrada de novos processos requerendo indenizações por acidente, danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição, entre outros. Foram liquidados no exercício cerca de R$3.285, referente ao pagamento de condenações e acordos realizados no exercicio, sendo que, desse montante o valor de R$2.453 refere-se ao processos nº 0017500-82.2014.513.0008, envolvendo o questionamento de ticket alimentação de empregados e o valor restante R$832, está relacionado ao pagamento dos demais processos. Cíveis Os processos cíveis discute-se principalmente indenizações por acidente com lesão e danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição cuja causa reflete a extensão de rede e demora no atendimento, suspensão de fornecimento indevida e reclamações de consumidores, envolvendo débitos de energia. No exercício foram constituidos R$2.116 de novas provisões e reversões de provisões anteriormente constituídas de R$413. O incremento de provisão refere-se basicamente a revisões dos cálculos de liquidação ante a realização de provas periciais, sentenças e acórdãos, bem como a entrada de novos processos requerendo indenizações por acidente, danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição, entre outros. Foram liquidados no exercício cerca de R$1.291, referente ações civeis. Fiscais Refere-se a discussões relacionadas à INSS, ICMS, ISS, DCTF e multa Procon. Os processos encontram-se com a exigibilidade de seus créditos suspensa, seja por estarem em trâmite os processos administrativos, seja por se encontrarem devidamente garantidas as execuções fiscais em andamento. No exercício não teve novas provisões e R$226 de reversões de provisões anteriormente constituídas. A administração da Companhia entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião dos seus consultores jurídicos, foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de desembolso futuro foi estimada como provável. A Companhia também está sujeita a várias reivindicações legais, cíveis e processos trabalhistas, que advêm do curso normal das atividades de negócios. O julgamento da Companhia é baseado na opinião de seus consultores jurídicos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações circunstanciais tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inscrições fiscais ou exposições identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.

Resultados de 2017


Perdas possíveis: A Companhia possui processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante total de R$56.706 (R$34.644 em 2016), cuja probabilidade de perdas foi estimada pelos consultores jurídicos como possível, não requer a constituição de provisão. O incremento de R$22.062 registrado no exercicio está sendo influenciado pelas movimentações realizadas no contencioso fiscal (acrescimo de R$13.100) e contencioso cível (acréscimo de R$7.900), conforme detalhado adiante. Trabalhistas As ações judiciais de natureza trabalhistas no montante de R$2.978 (R$3.382 em 2016), referem-se aos seguintes objetos: horas extras, adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente de trabalho, bem como a responsabilidade subsidiária da Companhia em relação às verbas referentes aos contratos de trabalho firmados entre as empresas que lhe prestam serviços e seus empregados. A redução de R$404 refere-se basicamente ao encerramento de processos onde se discute horas extras, vínculo empregatício, acidente de trabalho, equiparação salarial, entre outros. Principal Processo . Ação 0130097.2014.5.13.0009 onde se discute questões relacionadas a indenização danos morais e materiais com valor envolvido de R$246 (R$241 em 2016). Cíveis Ações judiciais de natureza cível no montante de R$13.658 (R$5.758 em 2016), têm majoritariamente os seguintes objetos: (i) revisão ou o cancelamento de faturas de energia elétrica em razão da incerteza de seu valor; (ii) indenizações por danos materiais e morais decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos aparelhos de medição, de variações de tensão elétrica, ou de falta momentânea de energia; (iii) compra de energia elétrica; e (iv) multas regulatórias originárias de procedimentos de fiscalização do poder concedente que encontram-se em processo de defesa administrativa. O incremento de R$7.900 refere-se principalmente à entrada de novos processos onde se discute oscilação de tensão, suspensão de fornecimento, alteração cadastral, negativação indevida, variação/revisão de consumo, entre outros, bem como à atualização dos processos existentes. Principais Processos . Ação 2002.34.00.029.093-7 onde se discute questões relacionadas a auto de infração/CADE com valor envolvido de R$1.512 (R$1.478 em 2016). . Auto de infração 012749 recebido em 2017 com valor pedido de R$5.010, onde se discute questões relacionadas a licença ambiental. . Ação 0815274-18.2016.8.15.0001 com valor envolvido de R$1.512 (R$1.404 em 2016), onde se discute questões relacionadas reclamação de consumo de energia elétrica. . Ação 0029611-20.2013.815.0011 com valor envolvido de R$1.270 (R$1.242 em 2016), onde se discute questões relacionadas reclamação de consumo de energia elétrica. Fiscais Ações de natureza fiscais e tributárias no montante R$40.070 (R$25.504 em 2016), referem-se basicamente a discussões sobre: (i) ICMS incidente sobre a demanda de energia; (ii) compensação e aproveitamento de créditos de ICMS; (iii) diferencial de alíquota; e (iv) imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, entre outros. O incremento no exercício de R$14.566, refere-se principalmente ao recebimento Auto de Infração de R$12.125, processo n°93300008.09.00000272/2017.01 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas aon aproveitamento de créditos de ICMS. Principais Processos

Resultados de 2017


. Ação 10425.720442/2011-08 onde se discute questões relacionadas a Glosa de Ágio (2006 a 2008) com valor envolvido de R$12.790 (R$11.849 em 2016); . Ação 10425-722.314/2013-52 onde se discute questões relacionadas a Glosa de Ágio CSLL/IRPJ com valor envolvido de R$4.779 (R$4.029 em 2016); . Auto de Infração 0807386-61.2017.815.0001 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas ICMS com valor envolvido de R$3.819; . Auto de Infração 93300008.09.00000272/2017.01 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas ICMS com valor envolvido de R$12.125. 20 Patrimônio líquido

20.1 Capital Social O capital social, subscrito e integralizado é de R$78.159 (R$73.540 em 2016) e está representado por 292.919 ações ordinárias, todas nominativas sem valor nominal. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 28 de abril de 2017, foi deliberado o aumento de capital social da Companhia em R$4.619, sem emissão de novas ações, mediante capitalização do saldo da reserva de lucros - redução de imposto de renda. O capital social da Companhia poderá ser aumentado, por subscrição, independentemente de modificação estatutária até o limite de 540 mil ações, cabendo ao Conselho de Administração a deliberação sobre forma, condições da subscrição e integralização das ações bem como as características das ações a serem emitidas e o preço de emissão. 20.2 Reserva de capital - reserva especial de ágio Constituída em face da incorporação da controladora. Conforme mencionado na nota explicativa nº12, representa o benefício fiscal do ágio que será incorporado ao capital social da Companhia, conforme prerrogativa da Administração, à medida que for apurado benefício fiscal em decorrência da amortização da parcela correspondente do ágio que lhe deu origem. 20.3 Reserva de lucros – reserva legal Constituída com 5% do lucro líquido do exercício antes de qualquer outra destinação e limitada a 20% do capital social, de acordo com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76. 20.4 Reserva de lucros – redução de imposto de renda A Companhia, por atuar no setor de infraestrutura na região Nordeste, obteve a redução do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação da sua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto nº 3.000, de 26 de março de 1999. Esta redução foi aprovada através do Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE, que impõe algumas obrigações e restrições: (i) O valor apurado como benefício não pode ser distribuído aos acionistas;

(ii) O valor deve ser contabilizado como reserva de lucros e capitalizado até 31 de dezembro do ano seguinte à

apuração e/ou utilizado para compensação de prejuízos, com aprovação em AGO/AGE; e

(iii) O valor deve ser aplicado em atividades diretamente relacionadas com a produção na região incentivada. A partir da edição da Lei nº 11.638/07, e Lei nº 11.941/09 os incentivos fiscais passaram a ser contabilizados no resultado do exercício com posterior transferência para reservas de lucros – reserva de redução de imposto de renda. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apurou R$4.373 (R$4.619 em 2016) de redução de imposto de renda e adicionais.

Resultados de 2017


20.5 Dividendos O Estatuto Social determina a distribuição de um dividendo minimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício, ajustado na forma do artigo 202 da Lei nº 6.404/76 e permite a distribuição de dividendos apurados com base em resultados intermediários. Os dividendos declarados com montantes superiores aos dividendos mínimos obrigatórios após o exercício contábil a que se refere às demonstrações financeiras, por não se constituírem uma obrigação presente, são apresentados destacados no patrimônio líquido, não sendo constituído o respectivo passivo até sua efetiva aprovação. A Administração está propondo a seguinte distribuição de dividendos:

2017 2016 Lucro líquido do exercício 30.739 16.935 Reserva legal (5%) - (847) Reserva de lucros - reserva de redução de imposto de renda (4.373) (4.619) Lucro líquido ajustado 26.366 11.469 Dividendos obrigatórios (25%) 6.592 2.867 Dividendos antecipados pagos (*):

. Em 31/08/2017 – R$42,41 por ação (R$22,02 em 2016) 12.422 6.451

. Em 28/12/2017 – R$13,66 por ação (R$5,58 em 2016) 4.002 1.636 16.424 8.087

Dividendos adicionais propostos: R$50,85 (R$9,76 em 2016) por ação (**) 9.942 3.382 Total dos dividendos 26.366 11.469 % sobre o lucro líquido ajustado 100 100

(*) Os dividendos antecipados aprovados pelas RCAs de 09 de agosto e 20 de dezembro de 2017 (12 de agosto e 30 de novembro de 2016) foram calculados sobre o resultado apurado com base no balanço patrimonial de 30 de junho e 30 de setembro (30 de junho e 30 de setembro de 2016)

(**) Os dividendos adicionais propostos foram registrados na rubrica específica de dividendos a pagar dentro do próprio Patrimônio

Líquido, de acordo com as normas do ICPC-08 e serão pagos em data a ser definida em RCA.

Resultados de 2017


21 Receita operacional

2017 2016

Fora do escorpo dos auditores independentes

R$

Fora do escopo dos auditores independentes

R$ Nº de

consumidores MWh Nº de

consumidores MWh Residencial 177.781 240.370 143.011 176.411 235.707 139.988 Industrial 554 64.819 33.315 566 122.458 56.567 Comercial 14.781 140.288 81.666 14.875 146.788 83.468 Rural 15.253 23.792 9.593 15.150 23.792 9.426 Poder público 1.463 32.416 17.747 1.440 32.689 17.618 Iluminação pública 73 39.240 14.103 73 33.411 11.822 Serviço público 67 8.108 2.912 66 6.880 2.454 Consumo próprio 9 261 - 11 265 - Subtotal 209.981 549.294 302.347 208.592 601.990 321.343 Suprimento 1 114.493 39.463 1 134.801 29.721 Fornecimento não faturado líquido - 623 612 - (402) (580) Disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição 12 - 11.119 7 - 2.289 Receita de construção da Infraestrutura (1) - - 12.531 - - 14.956 Outras receitas operacionais - - 2.632 - - 2.841 Valor Justo Ativo Indenizável - - 2.534 - - 1.396 (-) Ultrapassagem demanda (2) - - (356) - - (283) (-) Excedente de reativos (2) - - (831) - - (920) Constituição e Amortizição – CVA Ativa e Passiva (3) - - 13.820 - - (16.377) Subvenções vinculadas ao serviço concedido - - 16.079 - - 13.221 Total – receita operacional bruta 209.994 664.410 399.950 208.600 736.389 367.607 Deduções da receita operacional ICMS - - 78.373 - - 80.870 PIS - - 5.693 - - 5.497 COFINS - - 27.033 - - 25.319 ISS - - 123 - - 116 Deduções bandeiras tarifárias (4) - - 8.388 - - 704 Programa de Eficiência Energética – PEE - - 1.190 - - 1.041 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE - - 24.600 - - 27.945 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D - -

- - 1.190 1.042

Taxa de Fiscalização dos serviços de Energia Elétrica - TFSEE - - 331 - - 364 Total – deduções receita operacional - - 146.921 - - 142.898 Total – receita operacional líquida 209.994 664.410 253.029 208.600 736.389 224.709 (1) A receita de construção da infraestrutura está representada pelo mesmo montante em custo de construção. Tais valores são de

reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 – Contratos de Concessão e correspondem a custo de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica.

(2) A Companhia passou em 2017 pelo processo do 4º ciclo de revisão tarifária, por essa razão os valores decorrentes da Receita de

Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente foram apropriados em passivos financeiros setoriais – devolução tarifárias conforme determina o despacho da ANEEL nº 245 de 28 de janeiro de 2016 (vide nota explicativa nº 9).

(3) Refere-se a montante de ativos e passivos financeiros setoriais reconhecidos no resultado do exercício de acordo com a OCPC 08. (4) A partir de janeiro de 2015, as contas de energia tiveram a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. O acionamento da bandeira

tarifária será sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com as informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica no país. A ANEEL, através do Ofício nº 185 de 08 de abril de 2015, com alteração efetuada pelo Despacho nº 245 de 28 de janeiro de 2016, estabeleceu novos procedimentos contábeis para registro das Receitas Adicionais das Bandeiras Tarifárias. Pela alteração proposta, os montantes das bandeiras passam a ser registrados na receita operacional. As receitas auferidas pela Companhia referentes as Bandeiras Tarifárias no exercício findo em 31 de dezembro de 2017, foram de R$11.178 (R$5.860 em 2016), tendo repassado para Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias CCRBT o montante de R$8.388 (R$704 em 2016). Dessa forma, o efeito líquido das bandeiras tarifárias no resultado da Companhia em 2017 foi de R$2.790 (R$5.156 em 2016).

Resultados de 2017


Para os meses de janeiro a novembro de 2017 e exercício de 2016 a Aneel homologou os valores conforme abaixo:

Meses Despacho 2017 2016 Janeiro Nº 592 de 02 de março de 2017 (Nº 265 de 01 de fevereiro de 2016) (5) - Fevereiro Nº 899 de 30 de março de 2017(Nº 797 de 30 de março de 2016) (3) 2 Março Nº 1237 de 05 de maio de 2017 (Nº 1.061 de 02 de maio de 2016) 453 - Abril Nº 1492 de 30 de maio de 2017 (Nº 1.431 de 31 de maio de 2016) 945 - Maio Nº 1944 de 04 de julho de 2017 (Nº 1.734 de 29 de julho de 2016) 1.185 1 Junho Nº 2.330 de 01 de agosto de 2017 (Nº 2.045 de 29 de julho de 2016) 491 4 Julho Nº 2.742 de 30 de agosto de 2017 (Nº 2.298 de 29 de agosto de 2016) 520 7 Agosto Nº 3.365 de 02 de outubro de 2017 (Nº 2.626 de 30 de setembro de 2016) 976 5 Setembro Nº 3.711 de 01 de novembro de 2017(Nº 2.882 de 01 de novembro de 2016) 960 7 Outubro Nº 4.068 de 04 de dezembro de 2017 (Nº 3.147 de 01 de dezembro de 2016) 1.181 2 Novembro Nº 0.002 de 02 de janeiro de 2018 (Nº 3.415 de 29 de dezembro de 2016) 1.686 461

Dezembro Valores de 2017 foram estimados, enquanto de 2016 foram homologados pelo despacho Nº 290 de 31 de janeiro de 2017. (1) 215

Total 8.388 704



22 Custos e Despesas operacionais

Os custos e despesas operacionais especificados na Demonstração do Resultado do Exercício, possuem a seguinte composição por natureza de gastos:

Natureza do gasto

Custo do serviço Despesas

operacionais Total

Com energia elétrica De operação

Prestado a terceiros

Gerais e administrativas 2017 2016

Energia elétrica comprada para revenda(*) 140.746 - - - 140.746 128.604 Encargo de uso-sistema de transmissão e distribuição (*)

16.627 - - - 16.627 15.466

Pessoal e administradores - 12.516 6 7.625 20.147 17.302 Entidade de previdência privada - 46 - 313 359 145 Material - 2.040 12 234 2.286 1.991 Serviços de terceiros - 4.490 - 9.027 13.517 15.678 Depreciação e amortização (*) - 3.837 - 918 4.755 7.193 Provisão p/créditos de liquidação duvidosa - 904 - - 904 1.667 Reversão de provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais - - - (2.334) (2.334) (2.075)

Custo de construção da infraestrutura - - 12.531 - 12.531 14.956 Outras - 974 (8) 2.142 3.108 2.479 157.373 24.807 12.541 17.925 212.646 203.406

(*) A Companhia registrou no exercício, crédito de PIS e COFINS sobre amortização dos bens e equipamentos no montante de R$62 (R$35 em 2016). Energia Elétrica comprada para revenda

MWH (**) R$

2017 2016 2017 2016 Energia de leilão 349.641 397.272 79.071 74.255 Energia bilateral 89.177 89.431 20.608 22.249 Cotas de Angra REN 530/12 27.674 27.750 6.123 5.593 Energia de curto prazo - CCEE (*) - - 9.051 16.744 Cotas Garantia Física-Res. Homol. ANEEL 1410 - Anexo I 237.290 267.022 34.016 16.686 Programa incentivo fontes alternativas energia - PROINFA 13.611 17.117 4.394 5.346 (-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (12.517) (12.269) Total 717.393 798.592 140.746 128.604

(*) Inclui demais custos na CCEE tais como, efeitos da CCEARs, liminares/ajuste de energia leilão, efeito de cotas de garantia física, efeito cotas de energia nuclear e exposição de cota itaipu. (**) Informações fora do escopo dos auditores independentes.

Resultados de 2017


23 Outros resultados

2017 2016

Outras receitas: Ganhos na desativação/alienação de bens e direitos 461 880 Outros - 95

461 975 Outras despesas: Perdas na desativação/alienação de bens e direitos (1.508) (1.819)

Outros (335) (453) (1.843) (2.272) Total (1.382) (1.297)

24 Receitas e despesas financeiras

2017 2016

Receitas financeiras Receita de aplicações financeiras 2.555 4.066 Variação monetária e acréscimo moratório de energia vendida 4.012 4.454 Juros ativos financeiros setoriais 857 680 Juros Selic s/ impostos a recuperar 600 2.456 Tributos s/ receitas financeiras (738) (507) Outras receitas financeiras 5.764 1.918 Total receita financeira 13.050 13.067 Despesas financeiras Encargos de dívidas - juros (5.395) (4.942) Variação monetária e cambial (1.226) 438 (-) Transferência para ordens em curso 75 667 Marcação a mercado da divida 624 (915) Marcação a mercado derivativos 317 23 Instrumentos financeiros derivativos (1.004) (2.616) Atualização de provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais (156) (508) Ajuste valor presente ativo 1.072 506 Juros passivos financeiros setoriais (2.192) (1.834) Despesas bancárias (736) (686) Comissão de aval (755) (587) Multas e juros s/ tributos e contribuições (1.594) (2.323) Outras despesas financeiras (2.837) (1.749) Total despesa financeira (13.807) (14.526) Despesas financeiras líquidas (757) (1.459)

Resultados de 2017


25 Lucro por ação

O resultado por ação básico e diluído foi calculado com base no resultado do exercício atribuível e a respectiva quantidade de ações ordinárias e preferenciais em circulação.

2017 2016 Lucro líquido do exercício 30.739 16.935 Média ponderada das ações 292.919 292.919 Lucro líquido básico e diluído por ação - R$ (*) 104,94 57,81

(*) A Companhia não possui instrumento diluidor.

26 Cobertura de seguros

A política de seguros da Companhia baseia-se na contratação de seguros com coberturas bem dimensionadas, consideradas suficientes para cobrir prejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em que seja civilmente responsável pelos danos involuntários, materiais e/ou corporais causados a terceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo da auditoria das demonstrações financeiras e, consequentemente, não foram auditadas pelos nossos auditores independentes. As principais coberturas são:

Ramos Data de

Vencimento Importância

Segurada

Prêmio Anual

2017 2016 Risco Operacional 07/11/2018 39.000 43 37 Responsabilidade Civil Geral 23/11/2018 50.600 39 45 Frota- Danos Materiais e Corporais a Terceiros 23/10/2018 Até R$ 360 / Veiculo 18 24 Vida em Grupo - Morte e Acidentes Pessoais (*) 31/12/2018 10.184 30 30 Responsabilidade Civil Administradores e Diretores (D&O) 26/11/2018 50.000 6 9 136 145

(*) Importância segurada relativa ao mês de dezembro/17 e prêmio anualizado. 27 Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos

Abaixo, são comparados os valores contábeis, valor justo e níveis hierárquicos dos principais ativos e passivos de instrumentos financeiros:

Nível

2017 2016

ATIVO Contábil Valor justo Contábil Valor justo Caixa e equivalente de caixa 2 67.981 67.981 18.708 18.708

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 2 13.778 13.778 8.350 8.350 Consumidores e concessionárias 2 48.064 48.064 48.075 48.075 Conta a receber da concessão 3 55.615 55.615 47.949 47.949

Ativos financeiros setoriais 3 47.137 47.137 15.709 15.709 Instrumentos financeiros derivativos 2 1.144 1.144 645 645

PASSIVO Nível Contábil Valor justo Contábil Valor justo

Fornecedores 2 23.543 23.543 20.495 20.495 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 2 125.188 125.184 61.509 61.572 Passivos financeiros setoriais 3 43.474 43.474 23.344 23.344 Instrumentos financeiros derivativos 2 1.172 1.172 2.034 2.034

Resultados de 2017


Hierarquia de valor justo Os diferentes níveis foram assim definidos: Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos e idênticos Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídas no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo,

diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços) Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs

não observáveis). Em função de a Companhia ter classificado os respectivos contas a receber da concessão e ativos e passivos financeiros setoriais como disponíveis para venda, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo não são publicamente observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A movimentação e respectivos ganhos no resultado do exercício de R$1.199 (R$242 em 2016), assim como as principais premissas utilizadas, estão divulgadas nas notas explicativas nº 9 e 13. Em atendimento à Instrução CVM nº 475/2008 e à Deliberação nº 604/2009, a descrição dos saldos contábeis e do valor justo dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 2017 e 2016, estão identificadas a seguir: Não derivativos – classificação e mensuração Empréstimos e recebíveis Incluem consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, outros créditos e contas a receber da concessão e ativo financeiro setorial líquido. São inicialmente mensurados pelo custo amortizado, usando-se a taxa de juros efetiva, sendo seus saldos aproximados ao valor justo. Aplicações financeiras avaliados ao valor justo por meio do resultado e ao custo amortizado Os saldos das aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários e fundos de investimentos são avaliados ao seu valor justo por meio do resultado, exceto se mantidos até o vencimento, quando a Companhia manifestar intenção e capacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, esses ativos são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (a) empréstimos e recebíveis, (b) investimentos mantidos até o vencimento ou (c) ativos financeiros pelo valor justo por meio do resultado. Após mensuração inicial, ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados a valor justo, com ganhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente dentro dos outros resultados abrangentes até a baixa do investimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável, dos juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dos ganhos ou perdas com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos diretamente no resultado do exercício. Passivos financeiros pelo custo amortizado Fornecedores - são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço, sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor justo. Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas – Os instrumentos financeiros estão classificados como passivos financeiros ao custo amortizado. Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados aos investimentos, obtidos em moeda nacional, junto a Eletrobrás, BNB, BNDES e empréstimos com bancos comerciais, se aproximam de seus respectivos valores justos, já que operações similares não estão disponíveis no mercado financeiro, com vencimentos e taxas de juros comparáveis. O valor justo dos passivos financeiros que são negociados em mercados ativos é determinado com base nos preços observados nesses mercados (fonte:

Resultados de 2017


CETIP). Para os instrumentos financeiros sem mercado ativo, sendo esse o FIDC, a Companhia estabeleceu o seu valor justo como sendo equivalente ao valor contábil do instrumento. Para algumas das dívidas a Companhia realizou a opção pela designação ao valor justo por meio do resultado, conforme descrito abaixo. Derivativos O valor justo estimado de ativos e passivos financeiros foi determinado por meio de informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliação. A Companhia tem como política o gerenciamento dos riscos, evitando assumir posições relevantes expostas a flutuações de valor justo. Nesse sentido, buscam operar instrumentos que permitam maior controle de riscos. Os contratos de derivativos são efetuados com operações de swap e opções envolvendo juros e taxa de câmbio, visando eliminar a exposição à variação do dólar além de adequação do custo das dívidas de acordo com o direcionamento do mercado. As operações de proteção contra variações cambiais adversas requerem monitoramento constante, de forma a preservar a eficiência das suas estruturas. As operações vigentes são passíveis de reestruturação a qualquer tempo e podem ser objeto de operações complementares ou reversas, visando reduzir eventuais riscos de perdas relevantes. Hedge Accounting Em 01 de julho de 2015, a Companhia efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de hedge) para troca de variação cambial e juros, para variação do CDI como hedge accounting. Em 31 de dezembro de 2017 essas operações, assim como as dívidas (objeto do hedge) estão sendo avaliadas de acordo com a contabilidade de “hedge” de valor justo. Em tais designações de hedge a Companhia documentou: (i) a relação de hedge; (ii) o objetivo e estratégia de gerenciamento de risco; (iii) a identificação do instrumento financeiro; (iv) o objeto ou transação coberta; (v) a natureza do risco a ser coberto; (vi) a descrição da relação de cobertura; (vii) a demonstração da correlação entre o hedge e o objeto de cobertura; e (viii) a demonstração da efetividade do hedge. Os contratos de “swap” são designados e efetivos como “hedge” de valor justo em relação à taxa de juros e/ou variação cambial, quando aplicável. Durante o exercício, o “hedge” foi altamente efetivo na exposição do valor justo às mudanças de taxas de juros e, como consequência, o valor contábil das dívidas designadas como hedge (R$36 em 2016), reconhecido no resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. Fair Value Option A Companhia optou pela designação formal de novas operações de dívidas contratadas no exercício de 2016, para as quais a Companhia possui instrumentos financeiros derivativos de proteção do tipo “swap” para troca de variação cambial e juros, como mensuradas ao valor justo. A opção pelo valor justo (“Fair Value Option”) tem o intuito de eliminar ou reduzir uma inconsistência de mensuração ou reconhecimento de determinados passivos, no qual de outra forma, surgiria. Assim, tanto os “swaps” quanto as respectivas dívidas passam a ser mensuradas ao valor justo e tal opção é irrevogável, bem como deve ser efetuada apenas no registro contábil inicial da operação. Em 31 de dezembro de 2017, tais dívidas e derivativos, assim como os demais ativos e passivos mensurados ao valor justo por meio do resultado tem quaisquer ganhos ou perdas resultantes de sua re-mensuração reconhecidos no resultado da Companhia. Durante o exercício, o valor contábil das dívidas designadas como “Fair Value Option” foi impactado em R$624 (R$951 em 2016) e reconhecido como resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. A Companhia não possui avaliação de risco de crédito ou instrumento derivativo contratado para esta exposição. Na avaliação da Companhia, a alteração do risco de crédito não tem impacto significativo. Incertezas Os valores foram estimados na data do balanço, baseados em informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa mais adequada do valor justo. Como consequência, as estimativas utilizadas e apresentadas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no

Resultados de 2017


mercado de troca corrente. Administração financeira de risco O Conselho de Administração tem responsabilidade geral pelo estabelecimento e supervisão do modelo de administração de risco da Companhia. Assim, fixou limites de atuação da Companhia com montantes e indicadores preestabelecidos na “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” (revista a cada 2 anos) e nos regimentos internos da diretoria da Companhia. A gestão de risco da Companhia visa identificar, analisar e monitorar riscos enfrentados, para estabelecer limites e mesmo checar a aderência aos mesmos. As políticas de gerenciamento de riscos e sistemas são revisadas regularmente, a fim de avaliar mudanças nas condições de mercado e nas atividades da Companhia. A Diretoria tem como prática reportar mensalmente a performance orçamentária e os fatores de riscos que envolvem a Companhia. A Companhia conta com serviços de empresa especializada e independente na gestão de risco de caixa e dívida, de modo que é procedido monitoramento diário sobre o comportamento dos principais indicadores macroeconômicos e seus impactos nos resultados, em especial nas operações de derivativos. Este trabalho permite definir estratégias de contratação e reposicionamento, visando menores riscos e melhor resultado financeiro. Gestão de risco de Capital O índice de endividamento no final do exercício é como segue:

2017 2016

Dívida (a) 125.188 61.509 Caixa e equivalentes de caixa (67.981) (18.708) Dívida líquida 57.207 42.801 Patrimônio líquido (b) 126.504 115.571 Índice de endividamento líquido 0,45 0,37

(a) A dívida é definida como empréstimos e financiamentos de curto e longo prazos (excluindo derivativos e contratos de garantia financeira), conforme detalhado na nota explicativa nº 16.

(b) O patrimônio líquido inclui todo o capital e as reservas da Companhia, gerenciados como capital. a) Risco de liquidez A administração, através do fluxo de caixa projetado, programa suas obrigações que geram passivos financeiros ao fluxo de seus recebimentos ou de fontes de financiamentos de forma a garantir o máximo possível a liquidez, para cumprir com suas obrigações, evitando inadimplências que prejudiquem o andamento das operações da Companhia. As maturidades contratuais dos principais passivos financeiros, incluindo pagamentos de juros estimados e excluindo o impacto de acordos de negociação de moedas pela posição líquida, são as seguintes:

Taxa média de juros efetiva ponderada

Até 6 meses

6 a 12 meses

1 a 3 anos

3 a 5 anos

Mais de 5 anos Total

Fornecedores - 1.584 - - - 1.978 3.562

Empréstimos financiamentos, encargos de dívidas e debêntures 9,01% 9.839 28.907 98.568 8.502 586 146.402

Instrumentos Financeiros Derivativos (1.005) (167) 1.144 - - (28)

Total 10.418 28.740 99.712 8.502 2.564 149.936

Resultados de 2017


O risco de liquidez representa o risco da Companhia enfrentar dificuldades para cumprir suas obrigações relacionadas aos passivos financeiros. A Companhia monitora o risco de liquidez mantendo investimentos prontamente conversíveis para atender suas obrigações e compromissos, e também se antecipando para futuras necessidades de caixa. b) Risco de crédito A Administração avalia que os riscos de caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras e instrumentos financeiros derivativos são reduzidos, em função de não haver concentração e as operações serem realizadas com bancos de percepção de risco aderentes à “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro”. Constituído no primeiro trimestre de 2010, o Comitê de Auditoria do Conselho de Administração tem a função de supervisionar se a administração da Companhia vem seguindo as regras e princípios estabelecidos na política. O risco de crédito é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por vendas a uma base pulverizada de clientes e por prerrogativas legais para suspensão da prestação de serviços a clientes inadimplentes. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da CCEE, está sujeita a modificações, dependendo de decisões de processos judiciais ainda em andamento, movidos por algumas empresas do setor. Esses processos decorrem da interpretação de regras do mercado, vigentes entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, período do Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica. Exposição a riscos de crédito O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito. A exposição máxima do risco do crédito na data das demonstrações financeiras foi: Nota 2017 2016 Caixa e equivalente de caixa 5.1 67.981 18.708 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 5.2 13.778 8.350 Consumidores e concessionárias 6 48.064 48.075 Ativos financeiros setoriais 9 47.137 15.709 Conta a receber da concessão 13 55.615 47.949 Instrumentos financeiros derivativos 27 1.144 645 c) Risco de mercado: taxa de juros e de câmbio Parte dos empréstimos e financiamentos em moeda nacional, apresentados na nota explicativa nº 16, é composta de financiamentos obtidos junto a diversos agentes de fomento nacional (Eletrobrás e BNDES) e outras instituições financeiras do mercado de capitais. A taxa de juros é definida por estes agentes, levando em conta os juros básicos, o prêmio de risco compatível com as empresas financiadas, suas garantias e o setor no qual estão inseridas. Na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, em face de seus negócios e às peculiaridades setoriais, esses são mensurados pelo “método do custo amortizado” com base em suas taxas contratuais. Os resultados da Companhia são suscetíveis a variações, em função dos efeitos da volatilidade da taxa de câmbio sobre as operações de vendas de opções vinculadas aos swaps dos passivos atrelados a moedas estrangeiras, principalmente ao dólar norte-americano. A taxa de câmbio do dólar norte-americano encerrou o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, com alta de 1,50% sobre 31 de dezembro de 2016, cotado a R$3,3080/USD. A volatilidade do dólar norte-americano em 31 de dezembro de 2017 era de 11,95%, enquanto em 31 de dezembro de 2016 era de 14,40%. Do montante das dívidas bancárias e de emissões da Companhia em 31 de dezembro de 2017, de R$125.321 (R$61.649 em 2016), R$41.321 (R$21.280 em e 2016) estão representados em dólares conforme nota explicativa nº 16. As operações que possuem proteção cambial e os respectivos instrumentos financeiros utilizados estão detalhadas abaixo. Os empréstimos em dólares têm custo de até variação cambial + 4,85% ao ano e possuem vencimentos de curto e longo prazo, sendo o ultimo vencimento em novembro de 2020. O balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apresenta R$1.144 (R$645 em 2016) no ativo não circulante, R$1.172 (R$2.034 em 2016) no passivo circulante, a título de marcação a mercado dos instrumentos financeiros derivativos atrelados ao câmbio e aos juros, originados da combinação de fatores

Resultados de 2017


usualmente adotados para precificação a mercado de instrumentos dessa natureza, como volatilidade, cupom cambial, taxa de juros e cotação do dólar. Não se tratam de valores materializados, pois refletem os valores da reversão dos derivativos na data de apuração, o que não corresponde ao objetivo de proteção das operações de “hedge” e não reflete a expectativa da Administração. À medida que os limitadores estabelecidos para as operações vigentes não forem ultrapassados, conforme abaixo descrito, deverá ocorrer a reversão dos lançamentos de marcação a mercado ora refletido nas demonstrações financeiras. Por outro lado, uma maior deterioração da volatilidade, do cupom cambial e da cotação do dólar, poderá implicar no aumento dos valores ora contabilizados. A Companhia possui proteção contra variação cambial adversa de 100% dos financiamentos atrelados ao dólar, protegendo o valor principal e dos juros até o vencimento. As proteções acima estão divididas nos instrumentos descritos a seguir:

Operação Notional (USD) Custo Financeiro (% a.a.)

Vencimento Designação Ponta Ativa Ponta Passiva

Resolução 4131 - Itaú BBA 6.061 VC + 5,71% CDI + 3,35% 02/07/2018 Fair Value Option Resolução 4131 - Citibank 6.135 VC + (Libor + 0,97%) x 117,65% 116,00% CDI 13/11/2020 Fair Value Option

A Companhia designa certos instrumentos de “hedge” relacionados a risco com variação cambial e taxa de juros e taxa pré-fixada dos empréstimos como “hedge” de valor justo (“fair value hedge”), conforme demonstrado abaixo:

Fair Value Option Valor de referência

Descrição Valor justo

2017 2016 2017 2016 Dívida designada para

40.000 20.000 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (41.321) (21.279) “Fair Value Option”

40.000 20.000

Posição Ativa Moeda Estrangeira - USD e LIBOR 41.321 21.279

Swap Cambial Posição Passiva (Derivativo) Taxa de Juros CDI (41.349) (22.668)

Posição Líquida Swap (28) (1.389) Posição Líquida Dívida + Swap (41.349) (22.668)

O valor justo dos derivativos contratados pela Companhia em 2017 e 2016 foi apurado com base nas cotações de mercado para contratos com condições similares. Suas variações estão diretamente associadas às variações dos saldos das dívidas relacionadas na nota explicativa nº 16 e ao bom desempenho dos mecanismos de proteção utilizados, descritos acima. A Companhia não tem por objetivo liquidar esses contratos antes dos seus vencimentos, bem como possuem expectativa distinta quanto aos resultados apresentados como Valor Justo - conforme abaixo demonstrado. Para uma perfeita gestão, é procedido monitoramento diário, com o intuito de preservar menores riscos e melhores resultados financeiros. A Marcação a Mercado (MtM) das operações da Companhia foi calculada utilizando metodologia geralmente empregada e conhecida pelo mercado. A metodologia consiste basicamente em calcular o valor futuro das operações, utilizando as taxas acordadas em cada contrato, descontando a valor presente pelas taxas de mercado. No caso das opções, é utilizado para cálculo do MtM uma variante da fórmula de Black & Scholes, destinada ao cálculo do prêmio de opções sobre moeda. Os dados utilizados nesses cálculos foram obtidos de fontes consideradas confiáveis. As taxas de mercado, como a taxa Pré e o Cupom de Dólar, foram obtidas diretamente do site da BM&F (Taxas de Mercado para Swaps), essas taxas estão dispostas abaixo com periodicidade mensal e abrangem o período de 1º de outubro de 2013 até o vencimento de todas as operações de derivativos. A taxa de câmbio (Ptax) foi obtida do site do Banco Central. No caso das opções, as volatilidades implícitas de dólar também foram obtidas na BMF. Análise de Sensibilidade De acordo com a Instrução CVM 475/08 e a Deliberação nº 604/2009, a Companhia realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais os instrumentos financeiros estão expostos, conforme demonstrado:

(1) Variação cambial Considerando a manutenção da exposição cambial de 31 de dezembro de 2017, com a simulação dos efeitos nas demonstrações financeiras futuras, por tipo de instrumento financeiro e para três cenários distintos, seriam obtidos os seguintes resultados (ajustados a valor presente para a data base):

Resultados de 2017


Operação Exposição Risco Cenário I Cenário II Cenário III

(Provável) (*)

(Deterioração de 25%)


Dívida Moeda Estrangeira – USD e LIBOR (40.000) (37.354) (47.023) (56.692) Variação Dívida - 2.646 (7.023) (16.692) Swap Cambial

Alta US$

Posição Ativa Instrumentos Financeiros Derivativos – USD e LIBOR 41.321 38.675 48.344 58.013 Variação – USD e LIBOR - (2.646) 7.023 16.692 Posição Passiva Instrumentos Financeiros Derivativos - Taxa de Juros CDI (41.349) (41.349) (41.349) (41.349) Variação - Taxa de Juros CDI - - - - Subtotal (28) (2.674) 6.995 16.664 Total Líquido (40.028) (40.028) (40.028) (40.028)

(*) O cenário provável é calculado a partir da expectativa do dólar futuro do último boletim Focus divulgado para a data de cálculo. Os cenários de deterioração de 25% e de deterioração de 50% são calculados a partir da curva do cenário provável. Nos cenários a curva de dólar é impactada, a curva de CDI é mantida constante e a curva de cupom cambial é recalculada. Isto é feito para que a paridade entre dólar spot, CDI, cupom cambial e dólar futuro seja sempre válida. Os derivativos no “Cenário Provável”, calculados com base na análise líquida das operações acima apresentadas até o vencimento das mesmas, ajustadas a valor presente pela taxa prefixada brasileira em reais para 31 de dezembro de 2017, atingem seu objetivo, o que é refletido no valor presente negativo de R$ 40.028, que serve para mostrar a efetividade da mitigação das variações cambiais adversas das dívidas existentes. Neste sentido, quanto maior a deterioração do câmbio (variável de risco considerada), maiores serão os resultados positivos dos swaps. Por outro lado, com os cenários de deterioração do real frente ao dólar, de 25% e 50%, observaríamos períodos de ultrapassagem de alguns dos limitadores atualmente vigentes, levando a valor presente negativo de R$ 40.028 em ambos os casos. (2) Variação das taxas de juros Considerando que o cenário de exposição dos instrumentos financeiros indexados às taxas de juros de 31 de dezembro de 2017 seja mantido e que os respectivos indexadores anuais acumulados sejam (CDI = 9,94%, TJLP = 7,12 ao ano e FNE = 8% ao ano) e caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o resultado financeiro liquido seria impactado em:

Instrumentos Exposição (R$

mil) Risco Cenário I

(Provável) (1) Cenário II

(Deterioração de 25%) Cenário III

(Deterioração de 50%) Instrumentos financeiros ativos: Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 75.953 Alta CDI 5.127 6.409 7.690 Instrumentos financeiros passivos: Swap (41.349) Alta CDI (2.791) (3.489) (4.187)

Empréstimos, financiamentos e debêntures

(45.059) Alta CDI (3.042) (3.803) (4.563) (19.526) Alta TJLP (1.367) (1.709) (2.051)

- Alta IPCA - - - (17.063) Alta SELIC (1.004) (1.255) (1.506)

Subtotal (2) (122.997) (8.204) (10.256) (12.307) Total -perdas (2) (47.044) - (3.077) (3.847) (4.617) (*) Considera o CDI de 31 de dezembro de 2018 (6,75% ao ano), cotação das estimativas apresentadas pela recente Pesquisa do BACEN,

datada de 31 de dezembro de 2017, TJLP 7,0%, Selic 6,75% ao ano e recursos do FNE de 8% ao ano (operações contratadas junto ao Banco do Nordeste já refletindo o bônus de adimplemento).

(**) Não inclui as operações pré-fixadas no valor de R$ 2.324.

Resultados de 2017


Gerenciamento de risco de liquidez O risco de liquidez representa o risco da Companhia enfrenar dificuldades para cumprir suas obrigações relacionadas aos passivos financeiros. A Companhia monitora o risco de liquidez mantendo investimentos prontamente conversíveis para atender suas obrigações e compromissos, e também se antecipando para futuras necessidades de caixa. 28 Benefícios pós emprego

a) Plano de suplementação de aposentadoria e pensões A Companhia é patrocinadora de dois planos de benefícios previdenciários aos seus empregados, um na modalidade de contribuição definida (CD) e outro na modalidade de benefício definido (BD), este último fechado para novas inscrições. O plano de benefícios CD, administrado pela EnergisaPrev-Fundação Energisa de Previdência, por ser de modalidade contribuição definida puro, tem seus benefícios de riscos totalmente terceirizados com seguradora, dessa forma não sujeito à avaliação atuarial no âmbito do CPC 33. Em 31 de dezembro de 2017 o plano possuía 1 participante ativo e nenhum assistido ou pensionista. O plano de benefícios BD é avaliado atuarialmente ao final de cada exercício, visando verificar se as taxas de contribuição estão sendo suficientes para a formação de reservas necessárias aos compromissos de pagamento atuais e futuros. Os saldos reconhecidos no resultado de 2017, que compreendem o custo do serviço corrente, juros, custo do serviço passado e o efeito de quaisquer acordos e liquidações, foram determinados pelo Método de Crédito Unitário Projetado. Já os saldos reconhecidos no balanço foram mensurados com base no valor presente dos desembolsos futuros menos o valor justo dos ativos do plano.

Plano Beneficiário

Contribuição anual % s/folha de pagamento Superávit atuarial

2017 2016 2017 2016 2017 2016 Plano BD 46 71 0,49% 0,87 1.140 1.694Plano CD 144 - 1,55% - - - O Superávit referente ao plano BD não foi registrado. As reservas técnicas para fins de atendimento às normas estabelecidas pela PREVIC – Subsecretaria de Previdência Complementar, são determinadas por atuário da própria BBPrevidência. A seguir está demonstrada a posição atuarial em 2017 e 2016, dos passivos relacionados ao plano BD de aposentadoria, de acordo com as regras estabelecidas pelo CPC 33. O Método da Unidade de Crédito Projetada foi utilizado para apuração da obrigação atuarial:

2017 2016

Valor presente das obrigações atuariais (8.973) (7.897) Valor justo dos ativos do plano 10.113 9.591 Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos 1.140 1.694 Ativo líquido 1.140 1.694

Resultados de 2017


Demonstração das despesas para o exercício de 2018 e 2017, segundo critérios do CPC 33: 2018 2017 Custo do serviço corrente 170 170 Custo dos juros 818 918 Custo do serviço passado 106 202 Rendimento esperado do ativo do plano (924) (1.120) Total despesa (receita) a ser reconhecida 170 170

Demonstração da movimentação do compromisso da patrocinadora líquido do exercício:

2017 2016

Ativo atuarial líquido no início do exercício 1.694 2.557 Receitas correntes 31 204 Efeito do limite do teto do ativo (756) - Contribuições da Companhia 37 54 Outros resultados abrangentes 134 (1.121)

Ativo atuarial líquido do final do exercício 1.140 1.694

Em 2017 e 2016, a demonstração do valor justo dos ativos é apresentada como segue:

2017 2016

Valor justo dos ativos no início do exercício 9.591 8.128 Benefícios pagos (375) (399) Contribuições de participantes vertidas no ano 35 56 Contribuições da patrocinadora vertidas no ano 37 54 Rendimento efetivo dos ativos 1.120 669 Ganhos (perdas) dos ativos (295) 1.083 Valor justo dos ativos 10.113 9.591

Em 2017 e 2016 a demonstração do valor presente das obrigações é demonstrada como segue:

2017 2016

Saldo no início do exercício 7.897 5.571 Benefícios pagos no ano (375) (399) Contribuições de participantes 35 56 Juros sobre obrigação atuarial 918 731 Custo do serviço corrente (com juros) 170 147 Ganhos (perdas) nas obrigações atuariais 328 1.791 Saldo no final do exercício 8.973 7.897

Hipóteses econômicas e demográficas aplicadas a todos os planos

Taxas ao ano Avaliação atuarial 2017 Avaliação atuarial 2016 Taxa de desconto atuarial 5,14% 6,10%

Taxa de rendimento esperada sobre os ativos 9,35% 11,94%

Taxa de crescimento salarial (*) 3,00% 3,00%

Taxa de inflação projetada 4,00% 5,50%

Tábua de mortalidade Geral BR-EMS 2015 por sexo AT 2000 Suav. 10% por sexo

Tábua de mortalidade de inválidos MI-85 por sexo MI-85 por sexo

Tábua de entrada em invalidez Light média Light média

(*) acima da inflação futura.

Resultados de 2017


A seguir apresentamos um resumo dos dados que foram utilizados para a avaliação atuarial do plano de benefícios BD oferecido pela Energisa BO aos seus empregados: Descrição 2017 2016

Participantes Ativos Número 46 49 Idade Média 46 45 Tempo de participação (anos) 20 19 Salário de Participação Médio R$2,87 R$3,21

Participantes Assistidos Número 10 9 Idade Média 65 67 Benefício Médio Mensal R$3,37 R$3,45

Pensionistas Número de Pensionistas 3 3 Benefício Médio por Grupo Familiar R$0,66 R$0,60

Uso de estimativas: os compromissos atuariais com os planos de suplementação de aposentadoria e pensões são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos correspondentes reconhecidos durante o período aquisitivo dos empregados. Os superávits com planos de benefícios a empregados não são contabilizados, devido as restrições na sua utilização. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente são utilizadas outras premissas atuariais, tais como hipóteses biométricas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefícios de pensão e aposentadoria são reconhecidos integralmente em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido. b) Plano de saúde A Companhia participa do custeio de planos de saúde a seus empregados, administrados por operadoras reguladas pela ANS. No caso de rescisão e ou aposentadoria, os empregados podem permanecer no plano desde que assumam a totalidade do custeio, não cabendo a Companhia, qualquer vínculo e ou obrigação pós emprego com esses empregados. No exercício de 2017, as despesas com esse benefício foram de R$1.076 (R$1.086 em 2016). 29 Compromissos

A Companhia possui compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia, como segue:

Contrato de compra de energia – reais mil Vigência 2018 2019 2020 2021 Após 2021

2018 a 2048 99.220 99.721 88.887 88.999 1.392.730 ( * ) Não estão incluídos os valores referentes à Quota do Proinfa e Itaipu. Os valores relativos aos contratos de compra de energia, com vigência de 8 a 30 anos, representam o volume contratado pelo preço médio corrente findo do exercício de 2017 e foram homologados pela ANEEL. 30 Meio ambiente (*)

A Companhia trata os impactos sociais e ambientais de seus serviços e instalações, através de programas e práticas que evidenciam a sua preocupação e responsabilidade para com o meio ambiente, dentre as quais merecem destaque:

Resultados de 2017


1. Redes isoladas: são usados cabos isolados nas redes onde a arborização poderia ser mais afetada pelo contato com a baixa tensão energizada, e os vãos são dimensionados dentro do possível para preservar o equilíbrio ecológico. Da mesma forma, são usados cabos protegidos nas redes de média tensão que têm proximidades com arborização, de forma a evitar podas indesejáveis.

2. Redes e linhas: para as extensões de redes e linhas que passem em regiões de mata, ou outro tipo de área de

preservação permanente, a empresa faz o RAS – Relatório Ambiental Simplificado e apresenta as possíveis e eventuais medidas mitigadoras e/ou compensatórias a serem implementadas, à sua execução conforme previsto nas Normas Brasileiras de Distribuição, bem como as adotadas pela Companhia.

3. Nas construções das subestações, além dos Relatórios Ambientais Simplificados - RAS, como também a

elaboração de Estudo de Viabilidade Ambiental – EVA; Plano de Controle Ambiental – PCA; e Inspeções Ambientais.

4. Estímulo à educação ambiental, no intuído de aumentar a conscientização dos colaboradores e da

comunidade para realizar ou utilizarem os recursos naturais de forma racional e sustentável e otimizando a qualidade de vida dos colaboradores, fornecedores e da comunidade.

5. Operacionalização do Sistema de Gestão integrada de Saúde, Segurança e Meio Ambiente, que atende aos

requisitos estabelecidos pelas OHSAS 18.001 – Saúde e Segurança e ISO 14.001 – Meio Ambiente. Com esse sistema, a Companhia, pretende mitigar as condições de risco em suas atividades diárias de forma a prevenir acidentes e doenças do trabalho;

6. A realização sistemática e permanente de análises em amostras de óleo isolante, verificando-se a não

existência de indícios de ascarel e/ou de impurezas, de forma a eliminá-los dos equipamentos da empresa, ratificando, assim, o cumprimento dos requisitos legais.

7. Disposição e tratamento de resíduos: além de ter conhecimento da natureza e das quantidades de resíduos

gerados durante seu processo de produção, possui procedimentos para manuseio, transporte e destinação final de produtos. A Companhia tem consciência de sua responsabilidade ambiental, procedendo desta forma à regeneração de óleos isolantes utilizados em seus equipamentos, recuperação de óleo lubrificante industrial, garantindo a reutilização deste material e evitando a poluição do meio ambiente. A disponibilização de papa-lâmpada e papa-pilha, bateria e cartuchos, para os colaboradores depositarem os resíduos, com destinação de forma adequada através de empresa devidamente licenciadas.

8. Desenvolvimento de campanhas de redução de consumo de água e energia, educação com base nos 3R`s

(Reduzir, Reutilizar e Reciclar) e educação para o consumo consciente, através da distribuição de cartilhas e palestras nas escolas (Dia da Água, Semana do Meio Ambiente, dia da Árvore), e da divulgação interna (intranet, adesivos e cartazes fixados pela empresa e proteção de tela dos computadores).

9. Contratação de fornecedores que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental. E informa aos

parceiros e clientes sobre as boas práticas adotadas pela empresa na preservação e defesa do meio ambiente que visam em suma preservar a vida.

10. Atuação junto ao poder público municipal e estadual para incluir a compatibilidade com a arborização no

planejamento de obras e treinamento de procedimentos adequados para poda de árvores.

11. Atua junto ao poder público municipal para incluir a compatibilidade com a arborização no planejamento de obras e junto à Universidades e Órgãos do Meio Ambiente no apoio a treinamento de procedimentos adequados para poda de árvores.

12. Eficiência Energética, que contribuiu para a educação da população quanto ao uso racional, eficiente e

seguro da energia elétrica, a redução do consumo de energia elétrica, com a substituição de lâmpadas, doação de equipamentos eficientes com selo Procel e adequação das instalações elétricas internas, e em casos específicos, implantação do padrão de entrada em comunidades de baixo poder.

13. Programa de manutenção preventiva e corretiva, que tem importante papel na redução dos níveis de poluição atmosférica.

14. Apoio a Cooperativa CONTRAMAERE, promovida pela UFCG- Universidade Federal de Campina Grande, que

atua na região do planalto da Borborema, especificamente em Campina Grande. Com a missão de desenvolver pesquisas e reciclagem dos resíduos sólidos.

Resultados de 2017


15. Na Operação das Subestações realizamos a elaboração de Laudo de Ruído de Fundo, como também Laudo de Conformidade Eletromagnética e Laudo do Sistema de Para raios.

16. Projeto de Reforma Civil em Subestações que consiste na construção de bacia de contenção de óleo isolante

e sistema separador de água óleo, com o objetivo de mitigar a área contaminada caso ocorra vazamento de óleo nos transformadores de grande porte.

17. Concepção de sistema de parede corta fogo adotado nos projetos de novas subestações, com o objetivo de

impedir a expansão do fogo em caso de ocorrência de incêndio envolvendo transformadores de força. No exercício de 2017, os montantes investidos nos projetos acima descritos totalizaram R$1.507 (R$974 em 2016), sendo R$1.079 (R$963 em 2016) alocados no ativo intangivel e R$428 (R$11 em 2016) em despesas operacionais. (*) informações fora do escopo dos auditores independentes. 31 Informações adicionais ao fluxo de caixa

Em 2017 e 2016, as movimentações patrimoniais que não afetaram o fluxo de caixa da Companhia, são como seguem:

2017 2016 Atividades operacionais Contas a receber da concessão - Bifurcação de Ativos 5.573 5.695Contas a receber da concessão –Ativo financeiro indenizável da concessão 2.534 1.396 Pagamento de Fornecedores a prazo 1.134 738Atividades de investimentos Aquisição de intangível em processo de pagamento 1.134 738Atividades de financiamento Capitalização de reservas 4.619 8.001

32 Eventos subsequentes

. Bandeiras tarifárias: A Aneel definiu a aplicação da Bandeira Verde para os meses de janeiro a março de 2018, resultado de análises do cenário hidrológico do país. . Homologação reajuste tarifário: Em 30 de janeiro de 2018, a ANEEL através da Resolução Nº 2.367, Nota Técnica nº 17/2018-SGT/ANEEL, homologou o reajuste tarifário a vigorar a partir de 04 de fevereiro de 2018. O impacto tarifário médio percebido pelos consumidores foi um aumento médio de 18,21%.

Nível de Tensão Efeito Médio para o Consumidor

da EBO Baixa Tensão +16,83% Alta e Média Tensão +21,54% Total +18,21%

Empréstimos Liquidados Antecipadamente

Em 08 de Fevereiro de 2018 a Companhia efetuou a liquidação antecipada junto ao Itau Unibanco S/A e ao Banco Bradesco S/A dos financiamentos contratados junto ao BNDES Participações S.A – BNDESPAR que venceriam em Novembro de 2021 no valor de R$9.583.

Resultados de 2017


Conselho de Administração

Ivan Müller Botelho Presidente

Ricardo Perez Botelho Vice-Presidente

André La Saigne de Botton Conselheiro

Marcílio Marques Moreira Conselheiro

Omar Carneiro da Cunha Sobrinho Conselheiro

Marcelo Silveira da Rocha Conselheiro

Maurício Perez Botelho Suplente

Diretoria Executiva

André Luís Cabral Theobald Diretor Presidente

Mauricio Perez Botelho Diretor Administrativo

Alexandre Nogueira Ferreira Diretor de Assuntos Regulatórios e Estratégia

Jairo Kennedy Soares Perez Diretor Técnico e Comercial

Gustavo Nasser Moreira Diretor de Suprimentos e Logística

Daniele Araújo Salomão Castelo Diretora de Gestão de Pessoas

Vicente Cortes de Carvalho Diretor Contábil, Tributário e Patrimonial CRC-MG 042523/O-7 “S” PB

Rosilda Régis Vieira da Costa Contadora CRC/PB 3.764/O-8

Resultados de 2017


Relatório do Auditor Independente sobre as Demonstrações Financeiras

Aos Acionistas, Conselheiros e Administradores da Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. Campina Grande – PB Opinião Examinamos as demonstrações financeiras da Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. (“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindo o resumo das principais políticas contábeis. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. em 31 de dezembro de 2017, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). Base para opinião Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeiras”. Somos independentes em relação à Companhia de acordo com os princípios éticos relevantes previstos pelo Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo com nossas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Outros assuntos Auditoria dos valores correspondentes As demonstrações financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 foram examinadas por outro auditor independente que emitiu relatório em 23 de março de 2017 com opinião sem modificação sobre essas demonstrações financeiras. Demonstração do valor adicionado A demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017, elaborada sob a responsabilidade da Administração da Companhia, e apresentadas como informação suplementar para fins de IFRS, foi submetida a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstrações financeiras da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essas demonstrações estão conciliadas com as demonstrações financeiras e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado. Em nossa opinião, essas demonstrações do valor adicionado foram adequadamente elaboradas, em todos os aspectos relevantes, segundo os critérios definidos nesse Pronunciamento Técnico e são consistentes em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Outras informações que acompanham as demonstrações financeiras e o relatório do auditor A Administração da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório da Administração e o Balanço Social. Nossa opinião sobre as demonstrações financeiras não abrange o Relatório da Administração e o Balanço Social e não expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esses relatórios. Em conexão com a auditoria das demonstrações financeiras, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da

Resultados de 2017


Administração e o Balanço Social e, ao fazê-lo, considerar se esses relatórios estão, de forma relevante, inconsistentes com as demonstrações financeiras ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparentam estar distorcidos de forma relevante. Se, com base no trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no relatório da Administração e/ou no Balanço Social, somos requeridos a comunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito. Responsabilidade da Administração e da governança pelas demonstrações financeiras A Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Na elaboração das demonstrações financeiras, a Administração é responsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações financeiras, a não ser que a Administração pretenda liquidar a Companhia ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramento das operações. Os responsáveis pela governança da Companhia são aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das demonstrações financeiras. Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeiras Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras tomadas em conjunto estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas, não, uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações financeiras. Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso: • Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais; • Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas, não, com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia; • Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela Administração; • Concluímos sobre a adequação do uso, pela Administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações financeiras ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais se manter em continuidade operacional; • Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras, inclusive as

Resultados de 2017


divulgações e se as demonstrações financeiras representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada. Comunicamo-nos com os responsáveis pela governança a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internos que identificamos durante nossos trabalhos. Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaração de que cumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis de independência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quando aplicável, as respectivas salvaguardas. Rio de Janeiro, 14 de março de 2018. ERNST & YOUNG Auditores Independentes S.S. CRC - 2SP 015.199/O-6 Roberto Cesar Andrade dos Santos Contador CRC - 1RJ 093.771/O-9


Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A | DCR 2017

Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S/A

Relatório da Administração Regulatório e Demonstrações Contábeis Regulatórias de 2017

Resultados de 2017


Relatório da Administração

A Administração da Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A (“Energisa Borborema” ou “Companhia”) apresenta os fatos e eventos marcantes do exercício de 2017, acompanhados das Demonstrações Contábeis Regulatórias correspondentes, preparadas de acordo com a legislação societária brasileira e com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE.

1 Mensagem do Presidente

A capacidade de entregar resultados, mesmo em um ambiente desafiador que persistiu em 2017, só reafirma a cultura e o Jeito de Ser Energisa, que é focado na eficiência, na simplicidade e na condução sustentável de nosso negócio nos últimos 113 anos. O cenário macroeconômico, ainda influenciado pela instabilidade política brasileira, esboçou uma lenta recuperação em 2017. O Produto Interno Bruto teve aumento de 1,0% após duas quedas consecutivas, ambas de 3,5%, em 2015 e 2016. Apesar da leve recuperação, a renda per capita fechou o ano em patamar próximo a 2013. Os segmentos de serviços e industrial, que possuem maior peso na economia, mostraram estabilidade, mas ainda não recuperaram as perdas da maior recessão da história recente. Por outro lado, o forte crescimento da agropecuária, que chegou a 13%, puxado pela safra recorde de grãos, representou a principal contribuição para o resultado positivo do PIB em 2017. Para os brasileiros, um respiro. Ainda que de maneira moderada, as famílias voltaram a consumir, auxiliadas pela redução da taxa básica de juros e da inflação. Nos aspectos legal e regulatório, 2017 foi um ano de intensas discussões sobre reformas no modelo setorial. A consulta pública nº 33 colheu diversos subsídios dos agentes e da sociedade para proposta de projeto de lei que o governo pretende encaminhar ao Congresso. As reformas em estudo são bastante ambiciosas, pois pretendem ampliar as escolhas do consumidor, solucionar os entraves que impedem o pleno funcionamento do mercado livre, reduzir subsídios e promover a introdução de novas tecnologias. A despeito do baixo crescimento do país, os resultados do Grupo Energisa continuaram em expansão em 2017. Em 2017, a Energisa Borborema alcançou receita líquida consolidada de R$ 238 milhões, crescimento de 14,2% em relação à registrada no ano anterior, EBITDA Regulatório de R$ 40,6 milhões, 61,8% superior a 2016 e lucro líquido de R$ 26,7 milhões, 81,3% maior na mesma base de comparação. A Companhia manteve os compromissos de investimento perseguindo a expansão da rede, a contínua melhoria da qualidade, o combate às perdas e à inadimplência. Mantemos a busca incansável pelo sonho de sermos um grupo líder no setor elétrico. Queremos crescer e ser referência em quatro aspectos: satisfação do cliente, segurança, clima no ambiente de trabalho e rentabilidade.

Estamos colhendo frutos por desenvolver e reter pessoas de talento, pela disciplina na gestão de custos, por antecipar cenários e por sermos protagonistas no setor em que atuamos. E é com esse espírito insurgente que estamos preparados para um novo ciclo de crescimento, certos de estarmos na direção correta e na velocidade adequada. Seguimos apoiados por um sistema sólido de governança, conformidade e valores de ética e integridade que refletem nosso compromisso com o hoje e com o futuro.

Cabe-nos reconhecer o papel de nossos empregados, clientes, fornecedores, credores e acionistas, que seguem conosco nessa trajetória. Nossos sinceros agradecimentos pela confiança.

Campina Grande, 27 de abril de 2018.

André Luís Cabral Theobald Ricardo Perez Botelho Diretor Presidente da Energisa Borborema Diretor Presidente do Grupo Energisa

Resultados de 2017


2 Área de atuação

A Energisa Borborema é uma distribuidora de energia elétrica que atende a mais de 200 mil clientes e uma população de aproximadamente 480 mil habitantes em 6 Municípios do Estado da Paraíba, em uma área de 1.789 Km2.

3 Desempenho Operacional

Ligação de Consumidores: foram realizadas, no ano, 6.161 novas ligações com destaque 5.261 residenciais, 598 comerciais, 252 rurais, 12 industriais e 38 públicas. O total foi 16,1% menor do que o número de ligações de 2016. Número de consumidores: O número de consumidores em dezembro de 2017 apresentou um crescimento de 0,7% sobre o mesmo período do ano anterior, como se pode observar no quadro a seguir:

Tabela 1 - Número de Consumidores

Consumidores 2013 2014 2015 2016 2017

Residencial 156.916 164.837 172.510 176.411 177.781

Industrial 606 597 585 566 554

Comercial 14.400 14.713 14.949 14.875 14.781

Rural 14.142 14.575 15.053 15.150 15.253

Poderes Públicos 1.385 1.395 1.414 1.440 1.463

Iluminação Pública 52 55 69 73 73

Serviço Público 59 60 64 66 67

Outros 10 11 12 11 9

Total 187.570 196.243 204.656 208.592 209.981

Variação (%) + 4,6 + 4,3 + 1,9 + 0,7

Comportamento do mercado: A distribuição de energia elétrica na área de atuação da concessionária no ano no período de janeiro a dezembro de 2017 foi de 668 GWh (655 GWh em 2016), crescimento de 2,0%. No mercado cativo a distribuição apresentou redução de 8,8%, o segmento do mercado que mais contribuiu para esse resultado foi a classe Industrial que registrou taxa negativa de 46,7% e consumo correspondente a 12% do consumo total da concessionária. A classe Iluminação Pública foi a que teve maior crescimento, com 18,2%, devido à recuperação de energia e recadastramento de lâmpadas em alguns municípios ao longo do ano. A redução do consumo das classes Industrial e Comercial foi reflexo da crise econômica, do desempenho dos setores de Fabricação de Calçados e de Minerais não Metálicos e, principalmente, em decorrência da migração de clientes para o Ambiente de Contratação Livre - ACL.

Resultados de 2017


A seguir são apresentados resultados sobre o consumo e sua variação no período:

Tabela 2 - Mercado Atendido Mercado Atendido - GWh 2013 2014 2015 2016 2017

Energia Faturada 672 695 661 602 548

Fornecimento 672 695 661 602 548

Residencial 220 231 231 236 240

Comercial 142 150 155 147 140

Industrial 215 217 180 122 65

Rural 24 25 24 24 24

Poderes Públicos 32 33 33 33 32

Iluminação Pública 28 28 29 33 39

Serviço Público 11 11 9 7 8

Outros 0 0 0 0 -

Suprimento p/ agentes de distribuição - - - -

Uso da Rede de Distribuição 5 40 61 53 119

Consumidores Livres/Dist. /Ger. 5 40 61 53 119

Consumidores Rede Básica - - - - -

Total 677 735 722 655 667

Variação + 8,6 - 1,8 - 9,3 +1,8

Tabela 3 - Balanço Energético

Energia Requerida (GWh) 2013 2014 2015 2016 2017

Venda de Energia 673 695 660 602 549

- Fornecimento 673 695 660 602 549

- Suprimento - - - - -

Consumidores Livres/Dist/Ger. 5 40 61 53 119

Consumidores Rede Básica - - - - -

Mercado Atendido 678 735 721 655 668

Perdas na Rede Básica 18 17 16 14 11

Perdas na Distribuição 45 49 47 48 41

Perdas Técnicas 38 50 51 53 54

Perdas não técnicas - PNT 7 (1) (4) (5) (13)

PNT/Energia requerida % 0,9% -0,2% -0,6% -0,6% -1,8%

Perdas Totais - PT 63 66 63 62 52

PT/ Energia Requerida % 8,4% 8,1% 7,9% 8,6% 7,2%

Total 741 801 784 717 720

Resultados de 2017


Qualidade do Fornecimento: os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e o FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora). A evolução desses indicadores é apresentada no quadro a seguir:

Tabela 4 - DEC/FEC

Ano DEC

(horas) FEC

(interrupções)

2013 9,06 6,37

2014 8,23 5,78

2015 5,53 3,84

2016 4,94 3,22

2017 4,03 2,46

Atendimento ao consumidor: a concessionária encerrou 2017 com 100% dos municípios universalizados. A concessionária conta com 6 agências regionais para atendimento aos consumidores. Em 2017, o call center recebeu 283.651 chamadas e o tempo médio de atendimento foi de 181 segundos.

4 Desempenho Econômico-Financeiro

Receita: A receita decorrente do fornecimento de energia elétrica no exercício, líquida do ICMS, totalizou R$224 milhões, conforme quadro a seguir:

Tabela 5 - Receita Líquida de ICMS de Fornecimento (R$ mil)

Classe 2017 2016 Var (%)

Residencial 105.178 102.818 + 2,3

Industrial 22.285 42.326 - 47,3

Comercial 60.771 62.467 - 2,7

Rural 7.889 7.681 + 2,7

Outros 27.851 25.181 + 10,6

Total 223.974 240.473 - 6,9

Resultados de 2017


Tarifas: A tarifa média de fornecimento de energia elétrica em 2017 atingiu R$ 380,14/MWh, com aumento de 4,88% com relação a 2016. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº2.200 de 31/01/2017, aprovou o resultado Revisão Tarifária Periódica- RTP, com vigência a partir de 04 de fevereiro de 2017. As tarifas ficaram, em média, reajustadas em 0,43%, correspondendo ao efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores. A tabela a seguir detalha o efeito médio percebido pelos consumidores por nível de tensão. A tarifa média dos contratos de compra e venda de energia elétrica corresponde a R$ 158,37/MWh.

Tabela 6 - Tarifa Média de Fornecimento (R$/MWh)

Classe 2017

Residencial 395,10

Industrial 337,92

Comercial 388,90

Rural 292,34

Poderes Públicos 386,67

Iluminação Pública 239,27

Serviço Público 331,36

Outros 381,51

Tabela 7 - Tarifa por Faixa de Consumo Tarifa por Faixa de Consumo 0 - 30 31 - 100 101-220 >220

Tarifa Bruta - R$/MWh 142,27 379,95 432,85 247,16

Tabela 8 - Efeito Médio a ser percebido pelo consumidor

Nível de Tensão (Classe de Consumo) Aumento Médio

Percebido

A3 34,61%

A4 4,69%

B1 (Residencial) -2,11%

B2 (Rural) -0,49%

B3 (Comercial/Industrial) -1,91%

B4 (Iluminação Pública) -1,91%

Grupo A 5,44%

Grupo B -1,97%

Grupo A+B 0,43%

Despesas: as despesas operacionais totalizaram em 2017 R$ 205,1 milhões, 7,02% superiores a 2016. A rentabilidade do Patrimônio Líquido do exercício foi de 20,2%.

Resultados de 2017


EBITDA: o EBITDA ou LAJIDA, lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização foi de R$ 40,6 milhões, superior ao EBITDA de R$ 25,1 milhões em 2016, conforme evolução abaixo:

Lucro: em 2017, o lucro foi de R$ 26,6 milhões, contra lucro de R$ 14,7 milhões em 2016. Investimentos: Abaixo são apresentadas as adições brutas no AIS da atividade de distribuição:

Tabela 9 - Plano de Desenvolvimento de Distribuição

R$ Mil 2015

(realizado) 2016

(realizado) 2017

(realizado) 2018* 2019* 2020* 2021* 2022*

AIS Bruto 50.204 20.605 14.124 - - - - -

Transformador de Distribuição 4.661 1.607 1.641

Medidor 973 714 1.291

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) - - -

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 10.280 7.709 9.058

Redes Alta Tensão (69 kV) 13.765 1.796 105

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 4.272 - -

Redes Alta Tensão ( >= 230 kV) - - -

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) - - -

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 16.254 8.736 103

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) - 43 117

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) - - -

Demais Máquinas e Equipamentos - - 1.808

Obrigações Especiais do AIS Bruto (38.366) (5.508) (750) - - - - -

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização

(38.366) (1.155) (750)

Outros - (4.353) -

Originadas da Receita - (4.353) -

Ultrapassagem de demanda - - -

Excedente de reativos - - -

Diferença das perdas regulatórias - - -

Outros - (4.353) -

Outros - - -

*Nota: A Companhia não fará a divulgação de projeções no Relatório de Administração Regulatório, uma vez que a Energisa S.A., controladora da concessionária, é uma companhia aberta e de acordo com Instrução CVM 358, a divulgação de projeções é facultativa e quanto ocorrer, deve ser objeto de Fato Relevante. Adicionalmente, tais informações de investimentos (contempladas no Plano de Desenvolvimento da Distribuidora – PDD) são anualmente divulgadas para ANEEL por meio de comunicação específica (via DUTO).

Tabela 10 - Comparativo dos Investimentos em Máquinas e Equipamentos da Distribuição

Resultados de 2017


R$ Mil 2017

(realizado) 2018* 2019* 2020* 2021* 2022*

Plano de Investimentos 2017 10.275

R$ Mil 2017 2018* 2019* 2020* 2021*

Plano de Investimentos 2016 11.333

Diferença -9,3 *Nota: A Companhia não fará a divulgação de projeções no Relatório de Administração Regulatório, uma vez que a Energisa S.A., controladora da concessionária, é uma companhia aberta e de acordo com Instrução CVM 358, a divulgação de projeções é facultativa e quanto ocorrer, deve ser objeto de Fato Relevante. Adicionalmente, tais informações de investimentos (contempladas no Plano de Desenvolvimento da Distribuidora – PDD) são anualmente divulgadas para ANEEL por meio de comunicação específica (via DUTO).

Captações de Recursos: Para viabilizar o programa de investimentos do ano, a concessionária captou um total

de R$ 72,2 milhões em recursos de empréstimos e financiamentos de diversas fontes, destacando a linha de

crédito, conforme Lei 4.131, com Citibank e em FRN (Nota Taxa Flutuante) com o Santander.

Política de reinvestimento e distribuição de dividendos: Aos acionistas é garantido estatutariamente um dividendo mínimo de 25% calculado sobre o lucro líquido do exercício, ajustado de conformidade com a legislação societária vigente. Para maiores detalhes sobre destinação do lucro líquido da distribuidora, ver o relatório das Demonstrações Financeiras de 2017 em http://investidores.grupoenergisa.com.br/ Composição Acionária: A Companhia é uma empresa de capital fechado, cujo controle é 100% detido (direto e indiretamente) pela Energisa S/A. Em 31 de dezembro de 2017, o capital social da concessionária era composto por 292.919 ações, sendo em sua totalidade ordinárias. Desse total, nenhuma encontrava-se em circulação. Comportamento do Preço das Ações: As ações da concessionária não são listadas. No entanto, sua controladora Energisa S/A é listada no Nível 2 de Governança Corporativa desde julho de 2016. Ao final de 2017, as units da Energisa (ENGI11) estavam cotadas a R$ 27,30. O valor de mercado (n° de ações x valor da ação) da Companhia encerrou o ano em aproximadamente R$ 9.302 milhões. A ação valorizou 50,5% no ano de 2017, seguindo o movimento do mercado, onde o Ibovespa obteve uma valorização de 26,86% e o IEE de 10,04%. Relações com o Mercado: No ano de 2017, a Energisa S/A realizou diversos atendimentos aos investidores e analistas, seja presencialmente ou por conference calls. Foram efetuados 2 NDRs no Exterior, 1 reunião pública com investidores e 11 conferências nacionais. Atendimento a Acionistas: A área de Relações com Investidores das companhias listadas do grupo Energisa S/A está à disposição dos seus acionistas através do endereço Praça Rui Barbosa, 80 (parte) – Centro, Cataguases, Minas Gerais e também através do telefone +55 (32) 3429-6226 e por e-mail [email protected]

5 Planejamento Empresarial

O Processo de Planejamento Estratégico 2017 do Grupo Energisa mirou o longo prazo, mesmo com todas as incertezas do horizonte de curto prazo de um país em crise. A validade desse exercício foi tentar captar sinais para além do ruído e das interferências das incertezas e das crises do presente. O negócio de energia elétrica é muito dependente do ambiente macroeconômico externo e do ambiente político, institucional. E não são desprezíveis as tendências globais, mesmo considerando as características e diferenças do Brasil diante dos países desenvolvidos. Com base nisso, foram explorados fatores/temas que, conforme entendimento dos executivos do Grupo e especialistas, abrangiam impulsionadores e barreiras políticas, econômicas e setoriais, e traçados cenários para a atuação para os próximos dez anos.

http://investidores.grupoenergisa.com.br/

mailto:[email protected]

Resultados de 2017


Sistema de Gestão: O Sistema de Gestão Estratégica (SGE) do Grupo Energisa é difundido em todas as empresas do Grupo e permite o monitoramento e a análise crítica do desempenho. Em vigor desde 2001, esse processo tem sido aprimorado ao longo dos anos, com rotinas bem estruturadas de acompanhamento e follow-up. Foi introduzido um fluxo de visitas de checagem e auditoria da gestão nos níveis de coordenação e supervisão, buscando superar lacunas da rotina com o apoio de planos de melhoria de gestão. Conduzida de acordo com o método PDCA (do inglês Plan-Do-Check-Act, ou Planejar-Executar-Checar-Agir), a gestão ocorre de modo estruturado, com definição clara de papéis e responsabilidades.

6 Gestão de Pessoas e Responsabilidade Social

As dinâmicas de gestão de pessoas da distribuidora estão alinhadas aos valores e à missão da companhia, buscando impulsionar o desempenho dos colaboradores e construir competências estratégicas que possibilitem oportunidades de desenvolvimento de carreira.

Em 2017, o Grupo Energisa revisou sua política de recursos humanos e definiu as características dos colaboradores que contribuem para o desenvolvimento dos negócios em um ambiente competitivo e de constantes transformações. Foram definidas oito competências, amplamente informadas em uma campanha de comunicação interna: Apaixonado pelo Cliente, Ligado na Estratégia, Energisa de Coração, Agregador, Focado no resultado, comprometido com a saúde e a segurança, Inovador e Líder de energia.

Programa de Sucessão: Um Programa de Sucessão tem como ponto de partida o mapeamento dos talentos que ocorre durante a avaliação de desempenho por competências e apoia a identificação de novos líderes. Esse é um dos processos mais significativos no planejamento de gestão de pessoas, pois estabelece critérios e procedimentos para identificar e desenvolver colaboradores que tenham potenciais ou estejam aptos a ocupar posições estratégicas na organização. A Borborema mantém ainda um programa de seleção de trainees que permite desenvolver uma nova geração de líderes.

Saúde e Segurança: O Plano de Segurança do Trabalho busca a garantir que a segurança de colaboradores, clientes e comunidade esteja sempre em primeiro lugar. Ele é destinado a prevenir acidentes nas atividades de rotina dos colaboradores, com base em princípios educacionais e de fortalecimento da responsabilidade, do comprometimento, do planejamento e do estímulo a uma atitude prevencionista do colaborador. Uma das principais ações de 2017 foi o foco no acrônimo ditais (Desligar, Impedir, Testar, Aterrar, Isolar), que conjuga simplicidade na memorização da prática diária do valor segurança

Resultados de 2017


Responsabilidade Social: Por meio de parcerias, a Companhia viabiliza projetos que estimulam o desenvolvimento sustentável e melhoram a qualidade de vida da população da área de concessão. Para consulta aos principais projetos, ver o Relatório da Administração Societário de 2017 em http://investidores.grupoenergisa.com.br/

Energisa Borborema em Números

Atendimento 2017 2016 Var (%) Número de consumidores 209.981 208.592 +0,7

Número de empregados 233 266 -2,6

Número de consumidores por empregado 901 784 +3,4

Número de localidades atendidas 6 6 -

Número de escritórios comerciais 6 6 -

Mercado 2017 2016 Var (%) Área de concessão (Km2) 1.789 1.789 -

Demanda máxima (GWh/h) 121 110 + 10,0

Distribuição direta (GWh) 549 602 - 8,8

Consumo residencial médio (KWh/ano) 113 112 + 0,9

Tarifas médias de fornecimento (R$ por MWh) 380 362 + 5,0

DEC (horas) 4,03 4,94 - 18,4

FEC (número de interrupções) 2,46 3,22 - 23,6

Operacionais 2017 2016 Var (%) Número de subestações 8 8 -

Linhas de transmissão (Km) 45 45 -

Linhas de distribuição (Km) 5.527 5.271 + 4,9

Financeiros 2017 2016 Var (%) Receita Operacional Bruta (R$ mil) 384.885 351.255 +9,6

Receita Operacional Líquida (R$ mil) 237.964 208.357 +14,2

Margem Operacional do Serviço Líquida 17,08% 12,05% +5,0 p.p.

Despesas Operacionais 205.134 191.671 +7,0

EBITDA regulatório 40.638 25.116 +61,8

Lucro Líquido (R$ mil) 26.629 14.686 +81,3

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações 90,91 50,14 +81,3

Patrimônio Líquido (R$ mil) 132.046 110.325 +19,7

Valor Patrimonial do Lote de Mil Ações 450,79 376,64 +19,7

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (%) 20,2% 13,3% +6,9 p.p.

Endividamento do Patrimônio Líquido (%) 94,83% 57,01% +37,8 p.p.

Em Moeda Nacional (%) 63,5% 36,5% +27,0 p.p.

Em Moeda Estrangeira (%) 31,3% 20,5% +10,8 p.p.

Campina Grande, 27 de abril de 2018.

A Administração.

http://investidores.grupoenergisa.com.br/

Demonstrações Contábeis Regulatórias

Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A.

31 de dezembro de 2017 com Relatório dos Auditores Independentes

1

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeisregulatórias

AosAcionistas, Conselheiros e Administradores daEnergisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A.Campina Grande – PB

Opinião

Examinamos as demonstrações contábeis regulatórias da Energisa Borborema –Distribuidora de Energia S.A. (“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonialem 31 de dezembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado, doresultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para oexercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindoo resumo das principais políticas contábeis.

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis regulatórias acima referidasapresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimoniale financeira da Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. em 31 dedezembro de 2017, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos decaixa para o exercício findo nessa data, de acordo com o Manual de Contabilidade doSetor Elétrico – MCSE, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEELpor meio da Resolução Normativa n° 605, emitida em 11 de março de 2014.

Base para opinião

Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais deauditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estãodescritas na seção a seguir intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria dascontábeis regulatórias”. Somos independentes em relação à Companhia de acordocom os princípios éticos relevantes previstos pelo Código de Ética Profissional doContador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal deContabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo comnossas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente eapropriada para fundamentar nossa opinião.

Ênfase - Base de elaboração das demonstrações contábeis regulatórias

Sem modificar nossa opinião, chamamos a atenção para a nota explicativa 2 àsdemonstrações contábeis regulatórias, que descreve a base de elaboração dessasdemonstrações contábeis regulatórias. As demonstrações contábeis regulatórias foramelaboradas para auxiliar a Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S.A. acumprir os requisitos da ANEEL. Consequentemente, essas demonstrações contábeisregulatórias podem não ser adequadas para outro fim.

2

Outros assuntos

Auditoria dos valores correspondentes

As demonstrações contábeis regulatórias da Companhia para o exercício findo em 31de dezembro de 2016 foram examinadas por outro auditor independente que emitiurelatório em 28 de abril de 2017 com opinião sem modificação sobre essasdemonstrações contábeis regulatórias.

Demonstrações financeiras societárias

A Companhia elaborou um conjunto de demonstrações financeiras separado para oexercício findo em 31 de dezembro de 2017 de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS)emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) sobre o qual emitimosrelatório de auditoria independente separado, com data de 14 de março de 2018.

Outras informações que acompanham as demonstrações contábeis regulatóriase o relatório do auditor

A Administração da Companhia é responsável por essas outras informações quecompreendem o Relatório da Administração.

Nossa opinião sobre as demonstrações contábeis regulatórias não abrangem oRelatório da Administração e não expressamos qualquer forma de conclusão deauditoria sobre esse relatório.

Em conexão com a auditoria das demonstrações contábeis regulatórias, nossaresponsabilidade é a de ler o Relatório da Administração e, ao fazê-lo, considerar seesses relatórios estão, de forma relevante, inconsistentes com as demonstraçõescontábeis regulatórias ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outraforma, aparentam estar distorcidos de forma relevante. Se, com base no trabalhorealizado, concluirmos que há distorção relevante no relatório da Administração,somos requeridos a comunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito.

Responsabilidade da Administração e da governança pelas demonstraçõescontábeis regulatórias

A Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação dasdemonstrações contábeis regulatórias de acordo com as práticas contábeis adotadasno Brasil e de acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE,aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL por meio da ResoluçãoNormativa n° 605, emitida em 11 de março de 2014 e pelos controles internos que eladeterminou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeisregulatórias livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraudeou erro.

Na elaboração das demonstrações contábeis regulatórias, a Administração éresponsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando,

3

divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidadeoperacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações contábeisregulatórias, a não ser que a Administração pretenda liquidar a Companhia ou cessarsuas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramentodas operações.

Os responsáveis pela governança da Companhia são aqueles com responsabilidadepela supervisão do processo de elaboração das demonstrações contábeisregulatórias.

Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeisregulatórias

Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações contábeisregulatórias tomadas em conjunto estão livres de distorção relevante,independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoriacontendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas, não,uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras einternacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantesexistentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradasrelevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro deuma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com basenas referidas demonstrações contábeis regulatórias.

Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras einternacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismoprofissional ao longo da auditoria. Além disso:

• Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstraçõescontábeis regulatórias, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamose executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem comoobtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossaopinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maiordo que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar oscontroles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsasintencionais;

• Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria paraplanejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas, não, como objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos daCompanhia;

• Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade dasestimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela Administração;

• Concluímos sobre a adequação do uso, pela Administração, da base contábil decontinuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existeincerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvidasignificativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se

4

concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nossorelatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações contábeisregulatórias ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações foreminadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoriaobtidas até a data de nosso relatório.Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais semanter em continuidade operacional;

• Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstraçõescontábeis regulatórias, inclusive as divulgações e se as demonstrações contábeisregulatórias representam as correspondentes transações e os eventos de maneiracompatível com o objetivo de apresentação adequada.

Comunicamo-nos com os responsáveis pela governança a respeito, entre outrosaspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constataçõessignificativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas noscontroles internos que identificamos durante nossos trabalhos.

Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaração de quecumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis deindependência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos quepoderiam afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quandoaplicável, as respectivas salvaguardas.

Dos assuntos que foram objeto de comunicação com os responsáveis pelagovernança, determinamos aqueles que foram considerados como mais significativosna auditoria das demonstrações contábeis regulatórias do exercício corrente e que,dessa maneira, constituem os principais assuntos de auditoria. Descrevemos essesassuntos em nosso relatório de auditoria, a menos que lei ou regulamento tenhaproibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamenteraras, determinarmos que o assunto não deve ser comunicado em nosso relatórioporque as consequências adversas de tal comunicação podem, dentro de umaperspectiva razoável, superar os benefícios da comunicação para o interesse público.

Rio de Janeiro, 27 de abril de 2018.

ERNST & YOUNGAuditores Independentes S.S.CRC - 2SP 015.199/O-6

Roberto Cesar Andrade dos SantosContador CRC - 1RJ 093.771/O-9

Nota 2017 2016

Caixa e equivalente de caixa 3 67.981 18.708 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 3 10.594 4.546 Consumidores e concessionárias 4 41.124 42.845 Estoques 565 740 Tributos a recuperar 5 9.245 8.865 Ativo financeiro setorial 7 42.877 14.417 Despesas pagas antecipadamente 542 562 Outros créditos 8 8.485 4.480

181.413 95.163

Realizável a longo prazoAplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 3 3.184 3.804 Consumidores e concessionárias 4 6.940 5.230 Tributos a recuperar 5 1.338 2.953 Créditos tributários 10 13.879 26.119 Cauções e depósitos vinculados 17 5.057 5.113 Instrumentos financeiros derivativos 24 1.144 645 Ativo financeiro setorial 7 4.260 1.292

35.802 45.156 Investimentos 81 81 Imobilizado 11 181.209 152.849 Intangível 11 3.623 3.587

220.715 201.673

402.128 296.836

AtivoCirculante

Total do circulanteNão circulante

Total do não circulante

Total do ativo

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/ABALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis regulatória.

Nota 2017 2016

Fornecedores 13 23.140 20.092 Encargos de dívidas 14 1.584 760 Empréstimos e financiamentos 14 29.115 8.111 Tributos e contribuições sociais 15 8.801 8.333 Passivo financeiro setorial 7 38.068 20.909 Instrumento financeiro derivativo 24 1.172 2.034 Encargos setoriais 16 3.228 4.463 Obrigações estimadas 869 1.051 Taxa de iluminação arrecadada 2.295 2.185 Outras contas a pagar 8.893 3.063


Fornecedores 13 403 403 Empréstimos e financiamentos 14 94.489 52.638 Tributos e contribuições sociais 15 1.531 10.743 Passivo financeiro setorial 7 5.406 2.435 Provisões para riscos trabalhistas, civeis e fiscais 17 4.353 6.531 Encargos setoriais 16 2.583 1.773 Obrigações especiais vinculadas a concessão 12 44.018 40.867 Outras contas a pagar 154 120

152.937 115.510

Capital social 18.1 78.159 73.540 Reservas de capital 18.2 24.098 24.098 Ajuste de avaliação patrimonial 18.7 10.331 (2.172) Reservas de lucros 18.3 e 18.5 14.305 14.551 Dividendos adicionais propostos 18.6 9.942 3.382 Prejuízo acumulado 18.8 (4.809) (3.074)

132.026 110.325

402.128 296.836

BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIOEM 31 DE DEZEMBRO DE 2017



PassivoCirculante

Não circulante


Patrimônio líquido

Total do passivo e patrimônio líquido

Total do patrimônio líquido


Nota 2017 2016

OPERAÇÕES EM CONTINUIDADERECEITA OPERACIONAL BRUTA 384.885 351.255

Fornecimento de Energia Elétrica 19 317.851 332.781 Energia Elétrica de Curto prazo 19 39.463 29.721 Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 19 11.119 2.289 Ativos e Passivos Regulatórios 19 13.820 (16.377) Outras Receitas Vinculadas 19 2.632 2.841

DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL 146.921 142.898

TRIBUTOS 111.222 111.802

Federais 19 32.726 30.816 Estaduais e Municipais 19 78.496 80.986 ENCARGOS - Parcela "A" 19 35.699 31.096

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 19 1.190 1.042 Conta de Desenvolvimento Econômico - CDE 19 24.600 27.945 Programa de Eficiência Energética - PEE 19 1.190 1.041 Deduções Bandeiras Tarifárias 19 8.388 704 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 19 331 364 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 237.964 208.357

CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS - Parcela "A" 157.373 144.070

Energia Elétrica Comprada para Revenda 20 136.352 123.258 Energia Elétrica Comprada para Revenda - Proinfa 20 4.394 5.346 Encargos do Uso do Sistema de Transmissão/ Distribuição 20 16.627 15.466 RESULTADO ANTES DOS CUSTOS GERENCIÁVEIS 80.591 64.287

CUSTOS GERENCIÁVEIS - Parcela "B" 47.761 47.601

Pessoal, administradores e entidade de previdência privada 20 20.506 17.447 Material 20 2.286 1.991 Serviços de terceiros 20 13.517 15.678 Gastos diversos 20 3.108 2.479 Provisões 20 (1.430) (408) Depreciação e amortização 20 7.808 8.430 Outras Receitas Operacionais 20.3 (438) (933) Outras Despesas Operacionais 20.3 2.404 2.917 RESULTADO DA ATIVIDADE DA CONCESSÃO 32.830 16.686

RESULTADO FINANCEIROReceita Financeira 21 13.050 12.997 Despesa Financeira 21 (13.807) (14.526) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS SOBRE OS LUCROS 32.073 15.157 Imposto de renda e contribuição social corrente 10 (898) (5.983) Imposto de renda e contribuição social diferido 10 (4.546) 5.512 RESULTADO LIQUIDO DO EXERCÍCIO 26.629 14.686

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO REGULATÓRIO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017(Em milhares de reais, exceto o lucro por ação)


Remuneração de imobilizações em

cursoReserva especial

de ágioReserva legal

Retenção de lucros

Redução de imposto de

rendaSaldos em 01 de janeiro de 2016 - não auditado 65.539 104 23.994 8.905 180 8.001 (901) 25.387 (2.097) 129.112 Aumento de capital conforme AGO e AGE de 26/04/2016 18.1 8.001 - - - - (8.001) - - - - Dividendos - - - - - (25.387) - (25.387) Lucro líquido do exercício - - - - - - - - 14.686 14.686 Realização da reserva de reavalição - - - - - - (1.926) - 1.926 - Tributos incidentes s/reserva de reavaliação - - - - - - 655 - (655) - Proposta de destinação do lucro líquido do exercício: -

Reserva legal 18.3 - - - 847 - - - - (847) - Incentivo Fiscal - Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE 18.5 - - - - - 4.619 - - (4.619) - Dividendos 18.6 - - - - - - - - (8.086) (8.086) Dividendos adicionais propostos 18.6 - - - - - - - 3.382 (3.382)

Saldos em 31 de dezembro de 2016 73.540 104 23.994 9.752 180 4.619 (2.172) 3.382 (3.074) 110.325 Aumento de capital conforme AGO e AGE de 30/04/2017 18.1 4.619 - - - - (4.619) - - - - Dividendos - - - - - (3.382) - (3.382) Lucro líquido do exercício - - - - - - - - 26.629 26.629 Reserva de reavalição compusória constituida 29.6 22.572 - 22.572 Tributos incidentes s/ constituição 29.6 (7.674) - (7.674) Realização da reserva de reavalição 29.6 - - - - - - (3.628) - 3.628 - Tributos incidentes s/reserva de reavaliação 29.6 - - - - - - 1.233 - (1.233) - Ajuste tributos s/reserva de reavaliação - - - - - - (20) (20) Proposta de destinação do lucro líquido do exercício: -

Reserva legal 18.3 - - - - - - - - - - Incentivo Fiscal - Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE 18.5 - - - - - 4.373 - - (4.373) - Dividendos 18.6 - - - - - - - - (16.424) (16.424) Dividendos adicionais propostos 18.6 - - - - - - - 9.942 (9.942) -

Saldos em 31 de dezembro de 2017 78.159 104 23.994 9.752 180 4.373 10.331 9.942 (4.809) 132.026

Prejuízos acumulados Total


ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/ADEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO REGULATÓRIO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017(Em milhares de reais)

Nota Capital social

Reservas de capital Reserva de lucros Ajuste de Avaliação Patrimonial

Dividendos adicionais propostos

Nota 2017 2016

Lucro líquido do exercício 26.629 14.686 Itens que não serão reclassificados para a demonstração do resultado Outros resultados abrangentes - - Total de outros resultados abrangentes do exercício 26.629 14.686


ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE REGULATÓRIO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017(Em milhares de reais)

Nota 2017 2016



Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido 10 5.444 471

Despesas com juros, variações monetárias e cambiais - liquidas 4.485 2.170

Amortização e Depreciação 20 7.808 8.430

Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 20 904 1.667

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 20 (2.334) (2.075)

Marcação a Mercado da dívida 21 (624) 915

Marcação a Mercado Derivativos 21 (317) (23)

Instrumentos Financeiros Derivativos 21 1.004 2.616

Perda na alienação de bens do imobilizado e do intangível 20.3 1.631 1.626

Variações nas contas do ativo circulante e não circulante

(Aumento) de consumidores e concessionárias 179 (5.277)

(Aumento) de estoques 175 (29)

(Aumento) diminuição de impostos a recuperar 1.235 (1.794)

Diminuição de cauções e depósitos vinculados 56 68

Diminuição (aumento) de despesas pagas antecipadamente 20 23

Diminuição (aumento) de ativo financeiro setorial (30.986) 19.481

(Aumento) de outros créditos (5.027) (165)

Variações nas contas do passivo circulante e não circulante

(Diminuição) aumento de fornecedores 2.652 (250)

(Diminuição) aumento de tributos e contribuições sociais (6.152) (2.427)

Imposto de renda e contribuição social pagos (3.428) (2.979)

(Diminuição) aumento de obrigações estimadas (182) (62)

(Diminuição) de passivo financeiro setorial 18.353 (2.699)

(Diminuição) aumento de outras contas a pagar 5.497 (128)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 27.022 34.245


Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados (2.873) 6.984

Aplicações no intangível e imobilizado 11 (11.845) (14.513)

Alienação de bens do imobilizado e intangível 1.089 1.531

Caixa líquido consumido nas atividades de investimentos (13.629) (5.998)


Novos empréstimos e financiamentos 14 72.221 31.130

Pagamentos de empréstimos- principal 14 (9.943) (42.675)

Pagamentos de empréstimos- juros 14 (4.544) (4.555)

Liquidação de Instrumentos Financeiros Derivativos (2.048) 6.677

Recursos de acionistas destinados a recomposição de reservas 18.6 - -

Pagamentos de dividendos 18.6 (19.806) (34.237)

Caixa líquido consumido nas atividades de Financiamentos 35.880 (43.660)


Caixa mais equivalentes de caixa iniciais 3 18.708 34.121

Caixa mais equivalentes de caixa finais 3 67.981 18.708



DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras regulatórias

Resultados de 2017

1

Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A

Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A Notas explicativas às demonstrações contábeis regulatórias para o

exercício findo em 31 de dezembro de 2017 (Em milhares de reais, exceto quando indicado o contrário)

1 Contexto operacional

1.1 Informações da Companhia A Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A (“Companhia ou Energisa BO”) - empresa integrante do GRUPO ENERGISA – é uma concessionária distribuidora de energia elétrica que atua nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no Estado da Paraíba atendendo a 209.994 consumidores (informações fora do escorpo dos auditores independentes). A Companhia possui sede na cidade de Campina Grande, Estado da Paraíba. Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica Em 04 de fevereiro de 2000, foi outorgado à Companhia a distribuição de energia elétrica nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no Estado da Paraíba, pelo prazo de 30 anos, com vencimento em 04/12/2030. O contrato de concessão foi homologado junto à ANELL, podendo ser prorrogado por uma única vez, pelo mesmo período, conforme Lei nº 12.783/2013.

O contrato de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica contém cláusulas específicas que garantem o direito à indenização do valor residual dos bens vinculados ao serviço no final da concessão. Para efeito da reversão, consideram-se bens vinculados aqueles efetivamente utilizados na prestação do serviço público. As obrigações da concessionária, previstas no contrato de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são: I – operar e manter as instalações de modo a assegurar a continuidade e a eficiência do Serviço Regulado, a segurança das pessoas e a conservação dos bens e instalações e fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos níveis de qualidade e continuidade estabelecidos em legislação específica; II – realizar as obras necessárias à prestação dos serviços concedidos, reposição de bens, e operar a infraestrutura de forma a assegurar a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e modicidade das tarifas, em conformidade com as normas técnicas e legais específicas; III – organizar e manter controle patrimonial dos bens e instalações vinculados à concessão e zelar por sua integridade e providenciando que aqueles que, por razões de ordem técnica, sejam essenciais à garantia e confiabilidade do sistema elétrico, estejam sempre adequadamente garantidos por seguro sendo vedado à concessionária alienar ou conceder em garantia tais bens sem a prévia e expressa autorização do agente regulador; IV – atender todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista, previdenciária e regulatória, inclusive prestando contas aos consumidores; V – implementar medidas que objetivem o combate ao desperdício de energia, por meio de programas de redução de consumo de energia e inovações; VI – submeter à prévia aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) alterações posições acionárias que impliquem em mudanças de controle. Na hipótese de transferência de ações representativas do controle acionário, o novo controlador deverá assinar termo de anuência e submissão às cláusulas do contrato de concessão e às normas legais e regulamentares da concessão; e VII - manter o acervo documental auditável, em conformidade com as normas vigentes. A concessão poderá ser extinta pelo término do contrato, encampação do serviço, caducidade, rescisão, irregularidades ou falência da concessionária, podendo ser prorrogada, mediante requerimento da concessionária e a critério exclusivo do Poder Concedente – Ministério de Minas e Energia - MME.

Resultados de 2017

2


As informações referentes à revisão e aos reajustes tarifários, ativos e passivos financeiros setoriais, imobilizado e intangível e obrigações vinculadas a conecessão estão apresentadas nas notas explicativas 6, 7, 11 e 12, respectivamente. 1.2 Setor Elétrico O setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal, atuando por meio do Ministério de Minas e Energia (“MME”), o qual possui autoridade exclusiva sobre o setor elétrico. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). O fornecimento de energia elétrica é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seus contratos de concessão de longo prazo de venda de energia. De acordo com os contratos de concessão de distribuição, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa pelo fornecimento de energia elétrica consistindo em dois componentes: (1) uma parcela referente aos custos de geração, transmissão e distribuição de energia não gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (2) uma parcela de custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Ambas as parcelas são estabelecidas como parte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL tem a autoridade de rever os custos da Companhia, a fim de determinar o ajuste da inflação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aos Custos da Parcela para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ou negativo. Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela A e Parcela B, as concessões para fornecimento de energia elétrica têm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a inflação. Adicionalmente, como resultado das mudanças regulatórias ocorridas em dezembro de 2001, a Companhia pode agora requisitar reajustes tarifários resultantes de eventos significativos que abalem o equilíbrio econômico-financeiro dos seus negócios. Outros eventos normais ou recorrentes (como altas no custo da energia comprada, impostos sobre a receita ou ainda a inflação local) também têm permissão para serem absorvidos por meio de aumentos tarifários específicos. Quando a Companhia solicita um reajuste tarifário, se faz necessário comprovar o impacto financeiro resultante destes eventos nas operações. Consumidores livres são aqueles cuja demanda excede a 3 MW em tensão igual ou superior a 69kV ou em qualquer nível de tensão, desde que o fornecimento começou após julho de 1995. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo mercado livre, só poderá voltar ao sistema regulado se comunicar ao distribuidor de sua região com cinco anos de antecedência. Este período de aviso prévio procura assegurar que, se necessário, a distribuidora poderá comprar energia adicional para suprir a reentrada de Consumidores Livres no mercado regulado. As geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas em vez de geradores privados, são obrigados a fazê-lo através de um processo de leilão. De acordo com os contratos de concessão de transmissão, a Companhia está autorizada a cobrar a TUST- tarifas de uso do sistema de transmissão. As tarifas são reajustadas anualmente na mesma data em que ocorrem os reajustes das Receitas Anuais Permitidas - RAP das concessionárias de transmissão. Esse período tarifário inicia-se em 1º de julho do ano de publicação das tarifas até 30 de junho do ano subsequente. O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias, no Brasil, é feito utilizando-se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia elétrica tem direito à utilização desta Rede Básica, como também o consumidor, atendidas certas exigências técnicas e legais. Este é o chamado Livre Acesso, assegurado em Lei e garantido pela ANEEL. A operação e administração da Rede Básica é atribuição do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL, e integrado pelos titulares de geração, transmissão, distribuição e também pelos consumidores com conexão direta à rede básica. O ONS tem a responsabilidade de gerenciar o despacho de energia elétrica das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios das hidrelétricas e o combustível das termelétricas do sistema interligado nacional. O pagamento do uso da transmissão aplica-se também à geração da Itaipu Binacional. Entretanto, devido às características legais dessa usina, os encargos correspondentes são assumidos pelas concessionárias de distribuição detentoras das respectivas quotas-partes da potência da usina.

Resultados de 2017

3


2 Base de preparação e apresentação das Demonstrações Contábeis Regulatórias

2.1 Declaração de conformidade As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios foram preparadas de acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (“MCSE”) aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica, através da Resolução Normativa nº 605 de 11 de março de 2014. As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios são separadas das demonstrações financeiras societárias da Companhia. 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, que compreendem as disposições da legislação societária, previstas na Lei nº 6.404/76 com alterações da Lei nº 11.638/07 e Lei nº 11.941/09, e os pronunciamentos contábeis, interpretações e orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”), aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB. A Administração considerou as orientações emanadas da Orientação OCPC 07, emitida pelo CPC em novembro de 2014, na preparação das suas demonstrações contábeis regulatórias de forma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações contábeis regulatórias, estão divulgadas e correspondem ao que é utilizado na gestão da Companhia. As demonstrações contábeis regulatórias foram aprovadas em Ata de Reunião da Diretoria em 27 de abril de 2018. 2.2 Moeda funcional e base de mensuração As demonstrações contábeis regulatóriassão apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. As demonstrações contábeis regulatórias foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens: (i) os instrumentos financeiros derivativos mensurados pelo valor justo; (ii) Instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado e (iii) ativos imobilizados, intangíveis e obrigações especiais mensurados a Valor novo de reposição – VNR. 2.3 Julgamentos e estimativas A preparação das demonstrações contábeis regulatórias, requer que a Administração faça o uso de julgamentos, estimativas e premissas que afetam os valores reportados de ativos e passivos, receitas e despesas. Os resultados reais de determinadas transações, quando de sua efetiva realização em exercícios subsequentes, podem diferir dessas estimativas. As revisões com relação as estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e nos exercícios futuros afetados. As principais estimativas incluem Consumidores e concessionárias (fornecimento de energia elétrica não faturado), Provisão para créditos de liquidação duvidosa, Créditos tributários, Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais, Custo de energia elétrica comprada para revenda, Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos e Benefícios a empregados. 2.4 Resumo das principais práticas contábeis regulatórias: As políticas contábeis detalhadas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas demonstrações contábeis regulatórias. a. Caixa e equivalentes de caixa – abrangem saldos de caixa e aplicações financeiras com cláusulas contratuais

que permitem o resgate em até 90 dias da data de sua aquisição, pelas taxas contratadas, estão sujeitos a um risco insignificante de alteração no valor e são utilizados na gestão das obrigações de curto prazo;

b. Instrumentos financeiros e atividades de hedge – Todos os instrumentos financeiros ativos e passivos são

reconhecidos no balanço da Companhia e são mensurados inicialmente pelo valor justo, quando aplicável,

após o reconhecimento inicial de acordo com sua classificação. Os instrumentos financeiros da Companhia

Resultados de 2017

4


foram classificados em: (i) mantidos para negociação – mensurados pelo valor justo por meio do resultado.

Essa classificação inclui as operações com derivativos; (ii) mantidos até o vencimento – mensurados pela taxa

de juros efetiva e contabilizados no resultado; (iii) empréstimos e recebíveis – são mensurados pelo custo

amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado e (iv) disponível para venda – são

aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados nas categorias anteriores.

Existem três tipos de níveis para a apuração do valor justo referente ao instrumento financeiro conforme exposto abaixo: Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo. Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado. Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não observáveis de mercado. A classificação e os valores justos dos instrumentos financeiros estão apresentados na nota explicativa no 24. Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, instrumentos financeiros derivativos e ativos financeiros setoriais. Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: fornecedores, empréstimos e financiamentos, encargos de dívidas, passivos financeiros setoriais e instrumentos financeiros derivativoss. Um ativo financeiro não é mais reconhecido quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Companhia transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual, essencialmente, todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos. Os passivos financeiros são mensurados pelo custo amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado, exceto os derivativos que são mensurados pelo valor justo.

A Companhia designa certos instrumentos de “hedge” relacionados a risco com variação cambial e taxa de juros dos empréstimos como “hedge” de valor justo. No início da relação de “hedge”, a Companhia documenta a relação entre o instrumento de “hedge” e o item objeto de “hedge” de acordo com os objetivos da gestão de riscos e estratégia financeira. Adicionalmente, no início do “hedge” e de maneira continuada, a Companhia documenta se o instrumento de “hedge” usado é altamente efetivo na compensação das mudanças de valor justo ou fluxo de caixa do item objeto de “hedge”, atribuível ao risco sujeito a “hedge”. A nota explicativa nº 24 traz mais detalhes sobre o valor justo dos instrumentos derivativos utilizados para fins de “hedge”.

“Hedge” de valor justo: “hedge” de exposição às alterações no valor justo de ativo ou passivo reconhecido ou de compromisso firme não reconhecido, ou de parte identificada de tal ativo, passivo ou compromisso firme, que seja atribuível a um risco particular e possa afetar o resultado. Mudanças no valor justo dos derivativos designados e qualificados como “hedge” de valor justo são registradas no resultado juntamente com quaisquer mudanças no valor justo dos itens objetos de “hedge” atribuíveis ao risco protegido. A contabilização do “hedge accounting” é descontinuada prospectivamente quando a Companhia cancela a relação de “hedge”, o instrumento de “hedge” vence ou é vendido, rescindido ou executado, ou quando não se qualifica mais como contabilização de “hedge”. O ajuste ao valor justo do item objeto de “hedge”, oriundo do risco de “hedge”, é registrado no resultado a partir dessa data;

c. Consumidores e concessionárias - englobam o fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento das demonstrações contábeis regulatórias;

d. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituída em bases consideradas suficientes para fazer

face as eventuais perdas na realização dos créditos, levando em conta os critérios estabelecidos pela ANEEL e práticas da Companhia;

e. Estoques - os estoques estão valorizados ao custo médio da aquisição e não excedem os seus custos de

aquisição ou seus valores de realização;

Resultados de 2017

5


f. Ativos e passivos financeiros setoriais – referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças

temporárias entre os custos homologados da Parcela A e outros componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas no inicio do período tarifário e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber da Companhia sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos homologados são superiores aos custos incorridos. Esses valores são efetivamente liquidados por ocasião dos próximos períodos tarifários ou, em caso de extinção da concessão com a existência de saldos apurados que não tenham sidos recuperados, serão incluídos na base de indenização já prevista quando da extinção por qualquer motivo da concessão. Considerando-se que o contrato de concessão da Companhia foi atualizado em dezembro de 2014, para inclusão da base de indenização dos saldos remanescentes de diferenças temporárias entre os valores homologados e incluídos nas tarifas vigentes e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência, e considerando a orientação técnica OCPC-08 (Reconhecimento de Determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil - Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e Internacionais de Contabilidade), a Companhia passou a ter um direito ou obrigação incondicional de receber ou entregar caixa ou outro instrumento financeiro ao Poder Concedente e, portanto, passou a registrar os valores dentro de seus respectivos períodos de competência. Esses ativos e passivos estão detalhados na nota explicativa nº 7;

g. Investimentos – estão contabilizados ao custo de aquisição, líquido de provisão para perdas, quando aplicável;

h. Imobilizado Imobilizado em serviço: Registrado ao custo de aquisição acrescido do Valor Novo de Reposição – VNR. A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados conforme legislação vigente. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas anexas à Resolução vigente emitida pelo Órgão Regulador. O valor residual é determinado considerando a premissa de existência de indenização de parcela não amortizada de bens pela taxa de depreciação regulatória e o prazo de vigência da concessão. O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir em eventuais processos de revisão das taxas de depreciação regulatória. O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil do ativo e é reconhecido no resultado do exercício. Imobilizado em curso: Os gastos de administração central capitalizáveis são apropriados, mensalmente, às imobilizações em bases proporcionais. A alocação dos dispêndios diretos com pessoal mais os serviços de terceiros é prevista no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. Estes custos são recuperados por meio do mecanismo de tarifas e preços. A Companhia agrega mensalmente ao custo de aquisição do imobilizado em curso os juros, as variações monetárias e cambiais, e demais encargos financeiros incorridos sobre empréstimos e financiamentos diretamente atribuídos à aquisição ou constituição de ativo qualificável considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) período de capitalização correspondente à fase de construção do ativo imobilizado, sendo encerrado quando o item do imobilizado encontra-se disponível para utilização; (b) utilização da taxa média ponderada dos empréstimos vigentes na data da capitalização; (c) o montante dos juros, as variações monetárias e cambiais, e demais encargos financeiros capitalizados mensalmente não excedem o valor das despesas de juros apuradas no período de capitalização; e (d) os juros, as variações monetárias e cambiais e demais encargos financeiros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil determinada para o item do imobilizado ao qual foram incorporados.

No reconhecimento do custo do ativo imobilizado, as empresas de distribuição de energia têm incluído parte dos custos da administração central, o qual por sua vez é incluído no processo de revisão tarifária, ou seja, gerando benefícios econômicos futuros.

i. Intangível – registrado ao custo de aquisição ou realização. A amortização, quando for o caso, é calculada pelo método linear. Os encargos financeiros, juros e atualizações monetárias incorridos relativos a

Resultados de 2017

6


financiamentos obtidos de terceiros vinculados ao intangível em andamento, são apropriados às imobilizações intangíveis em curso durante o período de construção do intangível;

j. Obrigações especiais vinculadas à concessão - estão representadas pelos valores nominais ou bens recebidos de consumidores das concessionárias e de consumidores não cooperados das permissionárias, para realização de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Esta conta é amortizada pela taxa média de depreciação dos ativos correspondentes a essas obrigações, conforme legislação vigente;

k. Reserva de reavaliação compulsória - É realizada proporcionalmente à depreciação, baixa ou alienação dos

respectivos bens reavaliados, mediante a transferência da parcela realizada para lucros acumulados líquida dos efeitos de imposto de renda e contribuição social – vide nota explicativa nº 30.4.

l. Redução a valor recuperável Ativo financeiro: Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável. A evidência objetiva de que os ativos financeiros perderam valor pode incluir: (i) o atraso ou não pagamento por parte do devedor; (ii) a reestruturação do valor devido a Companhia sobre condições que não as mesmas consideradas em outras transações da mesma natureza; (iii) indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência; e (iv) o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio significativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável. A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis e títulos de investimento mantidos até o vencimento individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor específico. Todos os recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento individualmente significativos identificados como não tendo sofrido perda de valor são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identificada. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares. Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas. Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas e os juros dos ativos financeiros são reconhecidos no resultado e refletidos em conta de provisão contra recebíveis, quando perdas, e reversão de desconto, quando juros. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda é revertida e registrada no resultado. Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos financeiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassificação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumulativa que é reclassificada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As alterações nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável, atribuíveis ao método dos juros efetivo, são reconhecidos no resultado financeiro. Ativo não financeiro: A Administração da Companhia revisa o valor contábil líquido de seus ativos tangíveis e intangíveis com objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas operacionais ou tecnológicas para

Resultados de 2017

7


determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valor recuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante dessa perda, se houver. Quando não for possível estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, a Companhia calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo. Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados às unidades geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de caixa para o qual uma base de alocação razoável e consistente possa ser identificada. Para fins de avaliação do valor recuperável dos ativos através do valor em uso, utiliza-se o menor grupo de ativos para o qual existam fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidades geradoras de caixa – UGC). Uma perda é reconhecida na demonstração do resultado, pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapasse seu valor recuperável. Uma perda do valor recuperável anteriormente reconhecida é revertida caso tiver ocorrido uma mudança nos pressupostos utilizados para determinar o valor recuperável do ativo ou UGCs, desde quando a última perda do valor recuperável foi reconhecida. A reversão é limitada para que o valor contábil do ativo não exceda o seu valor recuperável, nem o valor contábil que teria sido determinado, líquido de depreciação, se nenhuma perda do valor recuperável tivesse sido reconhecida no ativo em exercícios anteriores. Essa reversão é reconhecida na demonstração dos resultados, caso aplicável.

Os seguintes critérios são aplicados na avaliação do valor recuperável dos seguintes ativos: . Ativos imobilizado e intangível: os ativos intangíveis com vida útil indefinida são testados em relação a perda por redução ao valor recuperável anualmente na data do encerramento do exercício, individualmente ou em nível da unidade geradora de caixa, conforme o caso, ou quando as circunstancias indicarem perda por desvalorização do valor contábil. . Avaliação do valor em uso: as principais premissas usadas na estimativa do valor em uso sãoe:

(i) Receitas – as receitas são projetadas considerando o crescimento da base de clientes, a evolução das receitas do mercado e a participação da Companhia neste mercado;

(ii) Custos e despesas operacionais – os custos e despesas variáveis são projetados de acordo com a dinâmica da base de clientes, e os custos fixos são projetados em linha com o desempenho histórico da Companhia, bem como com o crescimento histórico das receitas; e

(iii) Investimentos de capital – os investimentos em bens de capital são estimados considerando a infraestrutura tecnológica necessária para viabilizar a oferta da energia e dos serviços.

As premissas principais são fundamentadas com base em projeções do mercado, no desempenho histórico da Companhia, nas premissas macroeconômicas e são documentadas e aprovadas pela Administração da Companhia. Os testes de recuperação dos ativos imobilizados e intangíveis da Companhia não resultaram na necessidade de reconhecimento de perdas para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, em face de que o valor recuperável excede o seu valor contábil na data da avaliação;

m. Empréstimos e financiamentos - são demonstrados pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva; Os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira que possuem operações de swap foram reconhecidos pelo valor justo através do resultado do exercício;

n. Derivativos – a Companhia detém instrumentos financeiros derivativos para proteger riscos relativos a moedas estrangeiras e de taxa de juros. Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo; custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incorridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os derivativos são mensurados pelo valor justo e as alterações são contabilizadas no resultado. Suas características estão demonstradas na nota explicativa nº 24;

o. Imposto de renda e contribuição social - A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda corrente e diferido, calculados com base nas alíquotas efetivas, considerando a parcela dos incentivos fiscais. O imposto diferido é contabilizado no resultado a menos que esteja relacionado a itens registrados em resultados abrangentes no patrimônio líquido. O imposto diferido é

Resultados de 2017

8


reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores de ativo e passivo para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação.

O imposto de renda foi calculado à alíquota de 15% sobre o lucro tributável, acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 mil. A contribuição social foi calculada à alíquota de 9%. Embora os ativos e os passivos fiscais correntes sejam reconhecidos e mensurados separadamente, a compensação no balanço patrimonial está sujeita aos critérios similares àqueles estabelecidos para os instrumentos financeiros. A entidade tem normalmente o direito legalmente executável de compensar o ativo fiscal corrente contra um passivo fiscal corrente quando eles se relacionarem com tributos sobre o lucro lançados pela mesma autoridade tributária e a legislação tributária permitir que a entidade faça ou receba um único pagamento líquido. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de fechamento e são reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável;

p. Incentivos fiscais SUDENE – como há segurança de que as condições estabelecidas para fruição do benefício serão cumpridas, os incentivos fiscais recebidos são reconhecidos no resultado do exercício e destinados a reserva de lucros específica, na qual são mantidos até sua capitalização (vide nota explicativa nº 10);

q. Provisões - uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. Os passivos relacionados a causas judiciais estão provisionados por valores julgados suficientes pelos administradores e assessores jurídicos para fazer face aos desfechos desfavoráveis;

r. Ajuste a valor presente - determinados títulos a receber são ajustados ao valor presente com base em taxas

de juros específicas, que refletem a natureza desses ativos no que tange a prazo, risco, moeda, condição de recebimento, nas datas das respectivas transações;

s. Dividendos - os dividendos declarados com montantes superiores aos dividendos mínimos obrigatórios após o

exercício contábil a que se refere as demonstrações contábeis regulatórias, por não se constituírem uma obrigação presente, são apresentados destacados no patrimônio líquido, não sendo constituído o respectivo passivo até a sua efetiva aprovação;

t. Resultado - as receitas e despesas são reconhecidas no resultado do exercício pelo regime de competência.

Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização; u. Benefícios pós emprego – plano de suplementação de aposentadoria e pensões - a obrigação líquida da

Companhia quanto aos planos de pensão de benefício definido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores, descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações contábeis regulatórias para os títulos de dívida e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualificado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio mínimas que se aplicam a qualquer plano. Um benefício econômico está disponível se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano. Os ganhos e perdas atuariais são contabilizados diretamente em outros resultados abrangentes;

v. Reconhecimento de receita - A receita operacional do curso normal das atividades da Companhia é mensurada pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber. A receita operacional é reconhecida quando existe evidência convincente de que os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador, de que for provável que os benefícios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados possam ser estimados de maneira confiável, e de que o valor da receita operacional possa ser mensurado de maneira confiável. A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida no momento em que a energia é faturada. A receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, é

Resultados de 2017

9


apropriada considerando-se como base a carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado. Historicamente, a diferença entre a receita não faturada estimada e o consumo real, a qual é reconhecida no mês subsequente, não tem sido relevante. Não existe consumidor que isoladamente represente 10% ou mais do total do faturamento. A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço foi efetivamente prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes; e

w. Demais ativos e passivos (circulante e não circulante) - os demais ativos e passivos estão demonstrados

pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes rendimentos/encargos incorridos até a data do balanço.

3 Caixa e equivalente de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

3.1 Caixa e equivalente de caixa (avaliadas ao valor justo por meio do resultado)

A carteira de aplicações financeiras é constituída por Operações Compromissadas e Certificados de Depósito Bancário (CDB’s). A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 97,52% do CDI (100,92% do CDI em 2016).

2017 2016

Caixa e depósitos bancários à vista 5.806 3.650

Aplicações financeiras de liquidez imediata: 62.175 15.058

Certificado de Depósito Bancário (CDB) - 14.055 Compromissada 62.175 1.003

Total de caixa e equivalentes de caixa – circulante 67.981 18.708

3.2 Aplicações no mercado aberto e recursos vinculados (avaliadas ao valor justo por meio do resultado)

A carteira de aplicações financeiras é formada, principalmente, por Fundos de Investimentos Exclusivos, compostos por diversos ativos visando melhor rentabilidade com o menor nível de risco, tais como: títulos de renda fixa, títulos públicos, operações compromissadas, debêntures, CDB´s, entre outros. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 102,47% do CDI (100,76% do CDI em 2016).

2017 2016

Avaliadas ao valor justo por meio do resultado 13.292 7.868

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 2.701 3.458

Compromissadas (1) 52 91

Fundo de Investimento (2) 1.625 2.352

Fundo de Investimentos Exclusivos (3) 8.905 1.956

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 198 102

Cédula de Crédito Bancário (CCB) 73 20

Debêntures 2.116 402

Compromissadas 201 26

Títulos públicos 7 17

Fundo de Crédito - 77

Fundo de Renda Fixa 3.036 529

Letra Financeira do Tesouro(LFT) 954 161

Letra Financeira (LF) 2.283 616

Letra Financeira Subordinada(LFS) 37 6

Outros instrumentos 9 11

Mantidas até o vencimento 486 482

Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDC) (4) 486 482

Total de aplicações no mercado aberto e recursos vinculados (5) 13.778 8.350


Resultados de 2017

10



(1) Operações compromissadas em debêntures - São operações de venda de títulos com compromisso de recompra assumido pelo

vendedor, concomitante ao compromisso de revenda assumido pelo comprador. Essas são remuneradas pelo CDI e estão lastreadas em debêntures emitidas pelo Banco.

(2) Fundo de Investimento - É classificado como renda fixa e Multimercados e remunerado a 56,80% até 101,98% e média ponderada 101,41% do CDI.

(3) Fundos de investimentos exclusivos, inclui aplicações em CDB, CCB, Debêntures, Compromissadas, Fundos de Renda Fixa, Fundos de Crédito, Títulos, LFT, LFS, LF e são remuneradas 102,47% do CDI Fundo FI Energisa e 104,94% do CDI Fundo Zona da Mata.

(4) Fundo de investimentos em direitos creditórios - FIDC Energisa 2008 com vencimento em 29/12/2020.

(5) Inclui R$3.268 (R$4.090 em 2016) referente a recursos vinculados a empréstimos, leilões de energia, bloqueios judiciais e conselho do consumidor.

4 Consumidores e concessionárias

Englobam, principalmente, o fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento das demonstrações contábeis regulatórias.

Saldos a vencer Saldos vencidos Provisão p/ devedores

duvidosos (5)

Total

Até 60 dias

Mais de 60 dias

Até 90 dias

91 a 180 dias

181 a 360 dias

há mais de 360 dias 2017 2016

Valores correntes: (1)

Residencial 4.902 - 4.306 425 31 2 (458) 9.208 8.874

Industrial 3.541 - 125 12 21 - - 3.699 3.508

Comercial 5.398 - 825 65 15 - (15) 6.288 5.475

Rural 360 - 432 72 1 - - 865 753

Poder público 1.578 - 11 - - - - 1.589 1.321

Iluminação pública 1.139 - - - - - - 1.139 2.043

Serviço público 315 - 2 - - - - 317 183

Fornecimento não faturado 7.511 7.511 6.899

Valores renegociados:

Residencial 383 800 212 70 111 404 (778) 1.202 1.481

Industrial 335 1.075 24 10 17 230 (703) 988 1.197

Comercial 513 5.964 81 50 101 452 (1.070) 6.091 6.668

Rural 36 75 24 14 16 42 (119) 88 115

Poder público 214 185 - - - - - 399 472

Iluminação pública 109 2.287 - - - - - 2.396 -

(-) Ajuste valor Presente (3) (18) (1.589) - - - - - (1.607) (2.679)

Subtotal 26.316 8.797 6.042 718 313 1.130 (3.143) 40.173 36.310

Suprimento Energia - Moeda Nacional (2) 5.187 - 812 - - - - 5.999 10.071

Outros (4) 793 - 89 75 52 916 (33) 1.892 1.694

Total 32.296 8.797 6.943 793 365 2.046 (3.176) 48.064 48.075



(1) Os vencimentos são programados para o 5º dia útil após a entrega das faturas, exceto os clientes do Poder Público que possuem 10 dias úteis para efetuar os pagamentos.

(2) Inclui energia vendida na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O saldo de suprimentos energia – moeda nacional em 31 de dezembro de 2017 refere-se ao registro dos valores da comercialização de energia no âmbito da CCEE no montante de R$5.999 (R$10.080 em 2016), deduzido das liquidações parciais ocorridas até 31 de dezembro de 2017. Esses saldos foram apurados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE.

Resultados de 2017

11


A composição desses valores, referente a aquisição de energia elétrica e aos encargos de serviços do sistema de R$5.601(R$4.335 em 2016), conforme demonstrados a seguir:

Composição dos créditos da CCEE 2017 2016

Créditos a vencer 5.187 986 Créditos vencidos (a) 812 9.094

Sub-total créditos CCEE 5.999 10.080 (-) Encargos de serviços do sistema (152) (4.335)

Total créditos CCEE 5.847 5.745

As transações ocorridas na CCEE são liquidadas após 45 dias do mês de competência.

a) Créditos vencidos - CCEE – R$812 (R$9.094 em 31 de dezembro de 2016) Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia, possui valores a receber junto a CCEE referente ao período de dezembro de 2015 a dezembro de 2017, devidamente atualizados monetariamente, cujo repasse ainda não foi realizado pela CCEE. A expectativa de recebimento é no primeiro trimestre de 2018.

(3) Ajuste a valor presente: refere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros e para aqueles

renegociados com taxa de juros de IPCA ou IGPM. Para o desconto a valor presente foi utilizado a taxa do CDI de 6,99% a.a. (13,63%

a.a. em 2016). Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado na

situação atual. A Administração entende que essa taxa de desconto representa adequadamente o custo de capital, tendo em vista a

natureza, complexidade e volume das renegociações. Abaixo segue a demonstração do fluxo de caixa e sua temporalidade:

Exercício Valor

2018 159

2019 180

2020 260

2021 310

2022 em diante 698

Total 1.607

(4) Inclui serviços taxados e outros valores a receber de consumidores. A Companhia possui R$762 referente ao ICMS incidente sobre a

TUSD suspenso por liminares. Em contrapartida o valor é contabilizado na rubrica de ICMS em tributos e contribuições sociais no passivo não circulante.

(5) Provisão para créditos de devedores duvidosos - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face às eventuais perdas

na realização dos créditos e se baseiam nas instruções da ANEEL e práticas adotadas pela Companhia, a seguir resumidas:

Clientes com débitos relevantes:

Análise individual do saldo a receber dos consumidores, por classe de consumo, considerado de difícil recebimento.

Para os demais casos:

Instruções da Aneel

Consumidores residenciais – Vencidos há mais de 90 dias;

Consumidores comerciais – Vencidos há mais de 180 dias;

Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e outros – Vencidos há mais 360 dias.

Práticas da Companhia

Contratos renegociados – (i) parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas (ii) mais de 3 parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas vencidas e a vencer.

Segue movimentação das provisões:

Movimentação das provisões 2017 2016

Saldo – inicial – circulante – 2016 e 2015 3.241 2.482

Provisões constituídas no exercício 904 1.667

Baixa de contas de energia elétrica - incobráveis (952) (908)

Saldo – final – circulante – 2017 e 2016 3.193 3.241

Alocação:

Consumidores e concessionárias 3.176 3.171

Outros créditos 17 70

Resultados de 2017

12


5 Tributos a recuperar

2017 2016

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços – ICMS 2.001 2.497

Imposto de renda pessoa jurídica - IRPJ 4.240 3.613

Contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL 3.112 2.537

Contribuições ao PIS e a COFINS 948 1.842

Imposto de renda retido na fonte – IRRF 273 234

Outros 9 1.095

Total 10.583 11.818

Ativo circulante 9.245 8.865

Ativo não circulante 1.338 2.953

Referem-se a créditos tributários de saldos negativos de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro, ICMS sobre aquisição de bens para o ativo intangível/imobilizado e/ou recolhimentos de impostos e contribuições a maior, que serão recuperados ou compensados com apurações de tributos no futuro, de acordo com a forma prevista na legislação tributária vigente aplicável.

6 Reajuste, Revisão Tarifária e outros assuntos regulatórios

6.1 Reajuste tarifário: Os valores das tarifas serão reajustados em periodicidade anual e a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: Parcela A (composta pelos custos não gerenciáveis) e Parcela B (custos operacionais eficientes e custos de capital). O reajuste tarifário anual tem o objetivo de repassar os custos não gerenciáveis e atualizar monetariamente os custos gerenciáveis. No exercício a companhia passou pela sua quarta revisão tarifária (vide nota explicativa nº 6.2)

6.2 Revisão tarifária:

A revisão tarifária periódica ocorre a cada 4 anos e neste processo, a ANEEL procede ao recálculo das tarifas, considerando as alterações na estrutura de custos e mercado da concessionária, estimulando a eficiência e a modicidade das tarifas. Os reajustes e as revisões são mecanismos de atualização tarifária, ambos previstos no contrato de concessão. A Concessionária também pode solicitar uma revisão extraordinária sempre que algum evento provoque significativo desequilíbrio econômico-financeiro da concessão. A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 2.200 de 31 de janeiro de 2017, aprovou o resultado da quarta revisão tarifária da Companhia que vigora desde 04 de fevereiro de 2017, cujo impacto tarifário médio percebido pelos consumidores foi aumento de 0,43%.

Composição da base de remuneração regulatória: Na avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração no Ciclo de Revisão Tarifária Periódica - CRTP vigente, devem ser observadas as seguintes diretrizes:

a) A base de remuneração aprovada no CRTP anterior deve ser “blindada”. Entende-se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações;

b) As inclusões entre as datas-base do CRTP vigente e anterior, desde que ainda em operação, compõem a

Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária do CRTP vigente;

c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária – base incremental (item b);

Resultados de 2017

13


d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão

tarifária do CRTP vigente; e

e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária. Em novembro de 2015 a ANEEL através da Resolução Normativa nº 686/2015 (Proret – Procedimentos de Regulação Tarifária) determinou que a base de remuneração fosse atualizada pela aplicação do IPCA.

Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR. Segue demonstrativo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da remuneração e quota de reintegração.

Descrição Valores

1 Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 303.466

2 Índice de Aproveitamento Integral 503

3 Obrigações Especiais Bruta 78.978

4 Bens Totalmente Depreciados 55.409

5 Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 168.576

6 Depreciação Acumulada 144.366

7 AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 159.100

8 Índice de Aproveitamento Depreciado 469

9 Valor da Base de Remuneração (VBR) 158.632

10 Almoxarifado em Operação 342

11 Ativo Diferido - -

12 Obrigações Especiais Líquida 43.594

13 Terrenos e Servidões 2.345

14 Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 117.725

15 Saldo RGR PLPT 28

16 Saldo RGR Demais Investimentos -

17 Taxa de Depreciação 3,84%

18 Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 6.473

19 Remuneração de Obrigações Especiais 1.567

20 Remuneração do Capital 15.997

6.3 Bandeiras tarifárias:

A partir de 2015, as contas de energia passaram a trazer o sistema de Bandeiras Tarifárias. As Bandeiras Tarifárias têm como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional -SIN, por meio da cobrança de valor adicional à Tarifa de Energia – TE. O sistema de Bandeiras Tarifárias é representado por: Bandeira Tarifária Verde; Bandeira Tarifária Amarela; Bandeira Tarifária Vermelha, segregada em Patamar 1 e 2. A Bandeira Tarifária Verde indica condições favoráveis de geração de energia, não implicando acréscimo tarifário. A Bandeira Tarifária Amarela indica condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$2,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês. A partir de novembro de 2017 o acréscimo da tarifa passou a ser de R$1,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh). A Bandeira Tarifária Vermelha indica condições ainda mais custosas de geração. Essa bandeira é dividida em dois patamares, quais sejam: Patamar 1: com a aplicação de uma tarifa de R$3,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês;

Resultados de 2017

14


Patamar 2: com aplicação de uma tarifa de R$3,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido no mês. A partir de novembro de 2017 o acréscimo da tarifa passou a ser de R$5,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh). A Resolução Homologatória n°2.203/2017, com vigência a partir de fevereiro/2017, homologou os valores de Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha, mencionadas anteriormente. Após a finalização da Audiência Pública AP nº 61/2017 a ANEEL aprovou a alteração dos valores das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha – Patamar 2. Em 2017 e 2016 as bandeiras tarifárias vigoraram da seguinte forma:

2017 2016

Janeiro Verde Vermelha Patamar 2

Fevereiro Verde Vermelha Patamar 1

Março Amarela Amarela

Abril Vermelha Patamar 1 Verde

Maio Vermelha Patamar 1 Verde

Junho Verde Verde

Julho Amarela Verde

Agosto Vermelha Patamar 1 Verde

Setembro Amarela Verde

Outubro Vermelha Patamar 2

Verde

Novembro Vermelha Patamar 2 Amarela

Dezembro Vermelha Patamar 1 Verde

6.4 Outros assuntos regulatórios - sobrecontratação: A sobrecontratação da Companhia é decorrente, principalmente, da obrigatoriedade que foi imposta às concessionárias de energia elétrica de adquirir energia no Leilão A-1 de 2015 e da migração de clientes especiais para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Independentemente da sua necessidade, as distribuidoras de energia elétrica do país estavam sujeitas à aquisição obrigatória de um mínimo de 96% dos seus Montantes de Reposição no último leilão de 2015, sendo que o descumprimento dessa regra configuraria riscos alheios à gestão dos agentes, inclusive com a imposição de prejuízos a Companhia, oriundos de atividade não remunerada (a aquisição de energia). O Poder Concedente, diante do cenário de maior retração da economia e da renda, e, por conseguinte, da carga atendida pelos agentes de distribuição, editou o Decreto n° 8.828/16, alterando a obrigação de aquisição do montante mínimo obrigatório para futuros leilões, quando desnecessária. Quanto ao passado, foram mantidas as discussões e análise do tema junto aos agentes. Da mesma forma, com relação à migração de clientes especiais do mercado cativo para o mercado livre, a ANEEL alterou a regulamentação permitindo a devolução da energia a eles correspondente, a partir de leilão A-1 de 2016. Não sendo possível a redução dos contratos existentes uma vez que esta possibilidade não estava clara para o vendedor no edital dos leilões anteriores, resta o reconhecimento destas sobras como involuntárias. Por isso, o Grupo Energisa, recorreu a ANEEL para que essa sobrecontratação seja reconhecida como involuntária, afastando-se o prejuízo da Companhia. Em reunião da Diretoria da Aneel, realizada em 25 de abril de 2017, o regulador definiu que a aprovação da involuntariedade de cada distribuidora será avaliada individualmente, considerando o máximo esforço para atingimento do nível de cobertura contratual, conforme previsto na Resolução Normativa nº 453/2011. Cabe destacar que os processos administrativos abertos pelas empresas do setor de energia elétrica não foram deliberados pela ANEEL. Ao longo de 2016 e inicio de 2017, o Grupo Energisa envidou seus melhores esforços e utilizou-se de todos os mecanismos disponíveis, tais como a participação nos Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSDs) Mensais e de Energia Nova e a realização de acordos bilaterais com geradores. Neste sentido, as distribuidoras do Grupo Energisa em conjunto, estimam ter encerrado o ano de 2017 dentro do limite regulatório (entre 100% e 105%), enquanto que em 2016 o nível de contratação foi de 110,3%, sendo que apenas a parcela considerada como não involuntária e acima de 105%, é considerado como exposição das distribuidoras.

Resultados de 2017

15


Os valores incorridos até 31 de dezembro de 2016, não repassáveis para as tarifas dos consumidores, foram de R$925 reconhecidos como ganho na demonstração do resultado daquele exercício. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 a Companhia revisou os níveis de contratação em função de atualização de parâmetros regulatórios e acordos bilaterais retroativos. Por esta razão foi aplicada redução de R$79 na provisão não repasável para as tarifas, reconhecida na demonstração do resultado do exercício. Restou portanto um montante final de R$846, provisionado com o objetivo de expurgar os efeitos de sobrecontratação involuntária, que não será repassado aos consumidores. Adicionalmente a Companhia calculou os efeitos da sobrecontratação para o exercício de 2017 não identificando valores a serem contabilizados na demonstração do resultado do exercício.

7 Ativos e passivos financeiros setoriais

Referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados pela Parcela A e outros componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas no início do período tarifário e aqueles efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Os valores são realizados quando do início da vigência de outros períodos tarifários ou extinção de concessão com saldos apurados e não recuperados, os quais serão incluídos na base de indenização. Os valores reconhecidos de ativos e passivos financeiros setoriais tiveram a contrapartida a receita de venda de bens e serviços. Os aditivos contratuais emitidos pela Aneel, veem garantir que os valores de CVA e outros itens financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. A Companhia contabilizou as variações destes custos como ativos e passivos financeiros setoriais, conforme demonstrado a seguir:

Resultados de 2017

16


Ativo financeiro setorial Saldo em

2016


Saldo em

2017



Circulante Não


Itens da Parcela A (i)

Energia elétrica comprada para revenda

6.762 34.219 (3.195) 630 - 38.416 175 38.241 34.888 3.528


13 - (11) - (2) - - - - -


365 511 (299) (2) (472) 103 27 76 96 7


2.302 159 (2.461) 24 208 232 232 - 232 -


Neutralidade da Parcela A

(iv) 4.075 3.078 (3.624) 14 (50) 3.493 343 3.150 3.202 291

CUSD 30 1.187 (31) 21 - 1.207 3 1.204 1.096 111 Exposição de submercados 75 2.893 (66) 138 (73) 2.967 - 2.967 2.693 274 Garantias (v) 591 468 (510) 32 - 581 46 535 532 49 Saldo a Compensar (vi) 1.496 (1) (1.331) - (26) 138 138 - 138 -

Total Ativo 15.709 42.514 (11.528) 857 (415) 47.137 964 46.173 42.877 4.260

Passivo financeiro setorial Saldo em

2016


Saldo em

2017



Circulante Não


Itens da Parcela A (i)


65 91 (61) (78) (2) 15 6 9 15 -


- 382 - 89 (471) - - - - -

Encargo de serviços de sistema ESS (iii)

8.547 9.273 (6.970) 235 - 11.085 652 10.433 10.122 963


- 3.455 - 106 208 3.769 - 3.769 3.421 348


Neutralidade da Parcela A (iv) - 51 - - (51) - - - - - Sobrecontratação de energia

(ii) 9.946 19.717 (5.489) 1.601 - 25.775 498 25.277 23.443 2.332

Devoluções Tarifárias (viii) 416 1.187 - 98 - 1.701 - 1.701 - 1.701 CUSD - - - - - - - - - - Exposição de submercados 3.873 509 (3.941) 34 (73) 402 402 - 402 - Garantias (v) - - - - - - - - - - Saldo a Compensar (vi) 211 644 (185) 26 (26) 670 - 670 608 62 Outros itens financeiros (vii) 286 538 (848) 81 - 57 57 - 57 -

Total Passivo 23.344 35.847 (17.494) 2.192 (415) 43.47

4 1.615 41.859 38.068 5.406

Saldo líquido (7.635) 6.667 5.966 (1.335) - 3.663 (651) 4.314 4.809 (1.146)

(i) Valores tarifários não gerenciáveis a compensar da Parcela A – CVA

A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito de registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.

(ii) Repasse de sobrecontratação/exposição involuntária de energia

A distribuidora deve garantir, por meio de contratos de energia regulados, o atendimento de 100% do seu mercado. Contratações superiores ou inferiores a este referencial implicam na apuração, pela ANEEL, com aplicação nos processos de reajustes e revisões tarifárias, dos custos de repasse de aquisição do montante de sobrecontratação, limitado aos 5% em relação à carga anual regulatória de fornecimento da distribuidora e do custo da energia referente à exposição ao mercado de curto prazo. Conforme mencionado na nota 8.4, valores superiores ao limite de 105% estão em discussão e, portanto, ainda não foram reconhecidos.

(iii) Encargo de Serviço do Sistema – ESS

Representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, que inclui os serviços ancilares, prestados pelos usuários do Sistema Interligado Nacional – SIN.

(iv) Neutralidade da Parcela A

Refere-se à neutralidade dos encargos setoriais na tarifa, apurando as diferenças mensais entre os valores faturados e os valores inseridos nas tarifas.

(v) Garantias Financeiras

Resultados de 2017

17


Repasse dos custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras previstas nos contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR de leilões de energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004.

(vi) Saldo a Compensar da CVA do ciclo anterior

Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o saldo da CVA em processamento considerado no processo tarifário foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada.

(vii) Outros itens financeiros

Considera-se os demais itens financeiros de característica não recorrentes e específico das Distribuidoras, tais como, Reversão do financeiro RTE2015, Diferencial Eletronuclear, Repasse de Compensação DIC/FIC, etc.

(viii) Devoluções Tarifárias Referem-se as receitas de ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos auferidas a partir do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (4CRTP), iniciado a partir de agosto/2016, atualizadas mensalmente com aplicação da variação da SELIC e serão amortizadas a partir do início do 5º ciclo de Revisão Tarifário Periódica (5CRTP).

8 Outros créditos

2017 2016

Subvenção Baixa Renda (1) 2.326 1.548

Ordens de serviço em curso – PEE e P&D 963 1.869

Ordens de serviço em curso – outros 21 20

Adiantamentos 306 274

Subvenção CDE – Desconto Tarifário (2) 3.998 193

Créditos de terceiros – Alienação de bens e direitos 746 574

Outros (3) 125 2

Total - circulante 8.485 4.480

(1) Subvenção Baixa renda - Esses créditos referem-se à subvenção da classe residencial baixa renda, das unidades consumidoras com

consumo mensal inferior a 220 kWh, desde que cumpridos certos requisitos. Essa receita é custeada com recursos financeiros oriundos da RGR - Reserva Global de Reversão e da CDE - Conta de Desenvolvimento Energético ambos sob a administração da Eletrobrás. O saldo refere-se as provisões de novembro e dezembro/2017. Administração não espera apurar perdas na realização do saldo. Segue a movimentação ocorrida no exercício:

2017 2016

Saldo inicial – circulante - 2016 e 2015 1.548 1.278

Subvenção Baixa Renda 8.292 8.837


Saldo final - circulante – 2017 e 2016 2.326 1.548

(2) Subvenção CDE – Desconto Tarifário: Refere-se a recursos transferidos às concessionárias autorizados pelo Governo Federal, através do

Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013, para fazer frente à Subvenção CDE para os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. O saldo em 31 de dezembro de 2017 corresponde a subvenções incorridas nos meses de novembro e dezembro de 2017 cujo ressarcimento será compensado no primeiro trimestre de 2018. Segue a movimentação ocorrida no exercício:

2017 2016

Saldo inicial – circulante - 2016 e 2015 193 928

Desconto Tarifário Subvenção Irrigante e Rural 7.787 4.384


Saldo final – circulante – 2017 e 2016 3.998 193

(3) Outros – Inclui R$17 (R$70 em 2016) de provisão para crédito de liquidação duvidosa e R$105 referente a compartilhamento, conforme

contrato aprovado pela ANEEL.

Resultados de 2017

18


9 Transações com partes relacionadas

A Companhia é controlada pela ENERGISA S/A, (100% do capital total), que por sua vez detém o controle acionário da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S/A (EPB), Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S/A (ESE), Energisa Minas – Distribuidora de Energia S/A (EMG), Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S/A (ENF), Energisa Serviços Aéreos S/A, Energisa Planejamento e Corretagem de Seguros Ltda, Energisa Soluções S/A (ESO), Energisa Soluções e Construções em Linhas e Redes S/A, Energisa Geração Usina Maurício, Parque Eólico Sobradinho, Energisa Comercializadora de Energia S/A, Energisa Pará Transmissora de Energia I S/A, Energisa Góias Transmissora de Energia I S/A, Energisa Empreendimentos de Energia I S/A, Energisa Empreendimentos de Energisa II S/A além das participações nas sociedades Denerge Desenvolvimento Energético S.A. e Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A, que conferiram à Energisa S/A o controle indireto da Rede Energia S/A e, por consequência, das sociedades: Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S/A (EMS), Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A (EMT), Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S/A (ETO), Energisa Sul Sudeste – Distribuição de Energia S/A (nova denominação social da Caiuá Distribuição de Energia S/A (ESS), que incorporou em 30 de junho de 2017 as empresas: (Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa de Distribuição de Energia Elétrica do Vale do Paranapanema S/A (EDEVP), Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)), Multi Energisa Serviços S/A, Rede Power do Brasil S/A (REDE POWER), Companhia Técnica e Comercialização de Energia S/A (CTCE), Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S/A e QMRA Participações S/A. Transações efetuadas durante o exercício pela Companhia:

Serviços

contratados (Despesas)

Energia elétrica comprada para revenda/

Disponibilização do sistema de transmissão e

distribuição (4)

Comissão aval (Despesa

financeira) (5)

Saldo a pagar

(Fornecedores)

Saldo a pagar

(Comissão de Aval)

// Energisa S/A (1) 4.808 - 755 5.550 84

Multi Energisa Serviços S/A (2) 436 - - - -

Energisa Soluções S/A (3) 39 - - 95 -

Energisa Paraiba – Distribuidora de Energia S/A

- 7.708 - - -

2017 5.283 7.708 755 5.645 84

2016 7.131 2.771 587 564 -

(1) Energisa S/A – refere-se a serviços administrativos e de compartilhamento de recursos humanos para execução de parcela dos macroprocessos prestados às suas controladas. Os custos são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifários. Os contratos de compartilhamento foram aprovados pela ANEEL e firmados em 01 de março de 2017 com prazo de validade de 60 meses, podendo ser prorrogado mediante termo aditivo que deverá conter anuência da ANEEL.

(2) Muti Energisa Serviços S/A - Refere-se a serviços de Call Center e Suporte a TI e foram submetidos à aprovação da ANEEL. Os custos são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifários.

(3) Energisa Soluções S/A - as transações com as empresas ligadas referem-se a serviços de manutenção de linhas, subestações, engenharia e de projetos. Os contratos foram submetidos à aprovação da ANEEL e são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins tarifarios.

(4) Os valores de venda de energia e custo e uso de conexão estão suportados por contratos que foram submetidos à aprovação da ANEEL e foram efetuados em condições usuais de mercado.

(5) Refere-se custo de comissão de aval, iniciado em fevereiro de 2013, de garantias da controladora sobre contratos da Companhia a

razão de 1,5% a.a. O saldo em 31 de dezembro de 2017 monta em R$114 (R$21 em 2016).

Remuneração dos administradores

2017 2016

Remuneração Anual (a) 3.877 3.658

Remuneração dos membros do Conselho de Administração 952 804

Remuneração da Diretoria 1.359 1.385

Outros Benefícios (b) 1.236 361

(a) Limite global da remuneração anual dos administradores para o exercício de 2017 foi aprovado na AGE de 28 de abril de 2017. (b) Inclui, encargos sociais, benefícios de previdência privada, seguro saúde e seguro de vida.

Resultados de 2017

19


A maior e a menor remuneração atribuídas a dirigentes e conselheiros, relativas ao mês de dezembro, foram de R$24 e R$2 (R$23 e R$1 em 2016), respectivamente. A remuneração média no exercício foi de R$8 (R$8 em 2016).

10 Créditos tributários, impostos diferidos e despesa de imposto de renda e contribuição social corrente

O IRPJ e a CSLL diferidos são calculados sobre as diferenças entre os saldos dos ativos e passivos das Demonstrações contábeis regulatórias e as correspondentes bases fiscais utilizadas no cálculo do IRPJ e da CSLL correntes. A probabilidade de recuperação destes saldos é revisada no fim de cada exercício e, quando não for mais provável que bases tributáveis futuras estejam disponíveis e permitam a recuperação total ou parcial destes impostos, o saldo do ativo é reduzido ao montante que se espera recuperar.

2017 2016

Ativo

Diferenças temporárias:

Imposto de renda 14.119 19.205

Contribuição social sobre o lucro líquido 5.083 6.914

Total – não circulante 19.202 26.119

Passivo

Diferenças Temporárias

Imposto de renda 3.914 -

Contribuição social sobre o lucro líquido 1.409 -

5.323 -

Totais líquidos – ativos não circulantes 13.879 26.119

As diferenças temporárias são como segue:

2017 2016

base de cálculo IRPJ + CSSL base de cálculo IRPJ + CSSL

Ativo

Creditos fiscais - ágio (1) 39.140 13.308 41.963 14.267

Outras provisões (PEE, P&D, honorários e outras) 7.539 2.563 8.242 2.802

Ativo financeiro setorial (CVA´s) - - 7.635 2.596

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 4.352 1.480 6.531 2.221

Provisão para crédito de liquidação duvidosa - PCLD 3.193 1.086 3.241 1.102

Ajustes a valor presente 1.607 546 2.679 911

Outras adições/exclusões temporárias 288 98 899 306

Marcação a mercado - derivativos 28 10 1.389 472

Marcação a mercado - divida 327 111 951 323

Variações cambiais passivas - - - -

Reavaliação regulatória obrigatória (15.654) (5.323) 3.291 1.119

Total - ativo não circulante 40.820 13.879 76.821 26.119

(1) O beneficio fiscal do ágio está sendo amortizado pelo período remanescente de exploração da concessão, pelo método linear. A seguir está apresentada a estimativa para as realizações dos impostos diferidos. As projeções de resultados utilizadas no estudo de recuperabilidade desses ativos foram aprovadas pelo Conselho de Administração.

Exercício Realização dos créditos fiscais

2018 998

2019 1.416 2020 1.646 2021 1.641

Resultados de 2017

20


2022 1.706 2023 a 2025 11.795

Total 19.202

Os valores de imposto de renda e contribuição social que afetaram o resultado do exercício, bem como a compensação dos créditos tributários registrados são demonstrados como segue:

2017 2016

Lucro antes dos impostos 32.073 15.157

Alíquota fiscal combinada 34% 34%

Imposto de renda e contribuição social calculados às alíquotas fiscais combinadas (10.905) (5.153)

Ajustes:

Redução do imposto de renda e adicionais – SUDENE (*) 6.387 4.619

Redução do imposto de renda e adicionais – SUDENE – Efeito PERT (**) - -

Outros (**) (926) 63

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (5.444) (471)

Alíquota efetiva 16,97% 3,1%

(*) A Companhia possui redução do imposto de renda e adicionais. Em dezembro de 2012 a Companhia obteve aprovação do Ministério da Integração Social os novos pedidos de benefício fiscal de 75% para o período de 01 de janeiro de 2012 a 31 de dezembro de 2021 e o deferimento de seus pedidos junto à Receita Federal - Ato Declaratório Executivo nº 13 de 03 de junho de 2013, consiste na redução de até 75% do Imposto de Renda calculado sobre o lucro de exploração. Os valores de redução do imposto de renda e adicionais - Incentivo SUDENE- auferidos nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, foram registrados diretamente na demonstração de resultado do exercício na rubrica “imposto de renda e contribuição social corrente” de acordo com a Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08.

(**) A Companhia efetuou recálculos das bases tributáveis dos exercícios de 2013, 2014, 2015, 2016, em decorrência da alteração do critério de tributação do regime de caixa para competência sobre os valores de ativos e passivos financeiros setoriais (CVA) e a desistência de processos que se encontravam em discussões judiciais referente a assuntos tributários de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, cujos os débitos originados dessas novas apurações foram incluídos no Programa Especial de Regularização Tributária denominado PERT, resultando em contabilização dos efeitos de imposto de renda e de contribuição social sobre o lucro registrados no exercício.

11 Imobilizado e Intangivel

A composição do imobilizado é como segue:

Resultados de 2017

21


Ativo Imobilizado em Serviço Valor

Bruto em

2016

Adições (A)

Baixas (B)

Transfe- rências

(C) Reavaliação

Valor Bruto em

2017

Adições Líquidas =

(A)-(B)+(C)

Depreciação Acum.

Valor Líquido

em 2017

Valor Líquido

em 2016

Obrigações Especiais

Brutas

Amortização Acum.


Líquidas

Distribuição 277.731 - (5.381) 12.415 40.402 325.167 7.034 (154.204) 170.963 144.666 79.752 (38.175) 41.577

Terrenos 986 - - - 107 1.093 -

1.093 986 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 10.308 - (1.233) - (954) 8.121 (1.233) (1.895) 6.226 7.432 - - -

Máquinas e Equipamentos 262.868 - (4.131) 14.124 39.715 312.576 9.993 (149.785) 162.791 134.433 79.752 (38.175) 41.577

Veículos 3.305 - (17) (1.709) 1.529 3.108 (1.726) (2.327) 781 1.728 - - -

Móveis e Utensílios 264 - - - 5 269 - (197) 72 87 - - -

Administração 3.598 - - 115 5.826 9.539 115 (6.767) 2.772 1.839 - - -

Terrenos 551 - - - 254 805 -

805 551 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 156 - - - 24 180 - (26) 154 139 - - -

Máquinas e Equipamentos 1.923 - - 103 3.029 5.055 103 (4.141) 914 817 - - -

Veículos 64 - - - 14 78 - (37) 41 43 - - -

Móveis e Utensílios 904 - - 12 2.505 3.421 12 (2.563) 858 289 - - -

Subtotal 281.329 - (5.381) 12.530 46.228 334.706 7.149 (160.971) 173.735 146.505 79.752 (38.175) 41.577

Ativo Imobilizado em Curso

Distribuição 6.344 13.454 - (12.412) - 7.386 1.042 - 7.386 6.344 2.441 - 2.441

Máquinas e Equipamentos 3.505 13.907 - (12.402) - 5.010 1.505 - 5.010 3.505 2.441 - 2.441

Outros 2.839 (453) - (10) - 2.376 (463) - 2.376 2.839

- -

Administração - 203 - (115) - 88 88 - 88 - - - -

Máquinas e Equipamentos - 191 - (103) - 88 88 - 88 -

- -

Outros - 12 - (12) - - - - - -

- -

Subtotal 6.344 13.657 - (12.527) - 7.474 1.130 - 7.474 6.344 2.441 - 2.441

Total do Ativo Imobilizado 287.673 13.657 (5.381) 3 46.228 342.180 8.279 (160.971) 181.209 152.849 82.193 (38.175) 44.018

Resultados de 2017

22


Ativo Imobilizado em Serviço Valor Bruto

em 2015 Adições

(A) Baixas

(B) Transfe-

rências (C) Valor Bruto

em 2016


(A)-(B)+(C)

Depreciação Acum.

Valor Líquido em

2016

Valor Líquido em

2015


Brutas

Amortização Acum.


Líquidas

Distribuição 267.542 - (12.720) 22.909 277.731 10.189 (133.065) 144.666 133.510 78.626 (38.866) 39.760

Terrenos 986 - - - 986 - - 986 986 -

-

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 8.829 - (55) 1.534 10.308 1.479 (2.876) 7.432 6.205 -

-

Máquinas e Equipamentos 253.422 - (11.159) 20.605 262.868 9.446 (128.435) 134.433 124.710 78.626 (38.866) 39.760

Veículos 4.041 - (1.506) 770 3.305 (736) (1.577) 1.728 1.510 - - -

Móveis e Utensílios 264 - - - 264 - (177) 87 99 - - -

Administração 3.190 - - 408 3.598 408 (1.759) 1.839 1.584 - - -

Terrenos 551 - - - 551 - - 551 551 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 156 - - - 156 - (17) 139 144 - - -

Máquinas e Equipamentos 1.531 - - 392 1.923 392 (1.106) 817 532 - - -

Veículos 64 - - - 64 - (21) 43 52 - - -

Móveis e Utensílios 888 - - 16 904 16 (615) 289 305 - - -

Subtotal 270.732 - (12.720) 23.317 281.329 10.597 (134.824) 146.505 135.094 78.626 (38.866) 39.760

Ativo Imobilizado em Curso - R$ Mil

Distribuição 13.822 15.431 - (22.909) 6.344 - - 6.344 13.822 1.107 - 1.107

Máquinas e Equipamentos 9.159 14.951 - (20.605) 3.505 - - 3.505 9.159 1.107 - 1.107

Outros 4.663 480 - (2.304) 2.839 - - 2.839 4.663 -

Administração - 408 - (408) - - - - - - - -

Máquinas e Equipamentos - 392 - (392) - - - - - - - -

Outros - 16 - (16) - - - - - - - -

Subtotal 13.822 15.839 - (23.317) 6.344 - - 6.344 13.822 1.107 - 1.107

Total do Ativo Imobilizado 284.554 15.839 (12.720) - 287.673 10.597 (134.824) 152.849 148.916 79.733 (38.866) 40.867

Resultados de 2017

23


A composição do intangível é como segue:

Intangível Valor

Bruto em 2016

Adições (A)

Baixas (B)

Transfe-rências

(C)

Reavalia-ção

Valor Bruto em

2017

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amorti-zação Acum.

Valor Líquido em 2017


Ativo Intangível em Serviço

Distribuição 2.347 - - - 433 2.780 - (1.386) 1.394 1.441

Servidões 1.024 - - - 80 1.104 -

1.104 1.024

Softwares 1.154 - - - 297 1.451 - (1.356) 95 1.140

Outros 169 - - - 56 225 - (30) 195 (723)

Administração 8.317 - - 592 1.128 10.037 592 (7.888) 2.149 2.139

Softwares 8.259 - - 592 1.124 9.975 592 (7.862) 2.113 2.094

Outros 58 - - - 4 62 - (26) 36 45

Subtotal 10.664 - - 592 1.561 12.817 592 (9.274) 3.543 3.580

Ativo Intangível em Curso

Distribuição - - - - - - - - - -

Servidões - - - - - - - - - -

Softwares - - - - - - - - - -

Outros - - - - - - - - -

Administração 7 668 - (595) - 80 73 - 80 7

Softwares 7 668 - (595) - 80 73 - 80 7

Outros - - - - - - - - -

Subtotal 7 668 - (595) - 80 73 - 80 7

Total do Ativo Intangível 10.671 668 - (3) 1.561 12.897 665 (9.274) 3.623 3.587

Intangível Valor

Bruto em

2015

Adições (A)

Baixas (B) Transferências (C)

Valor Bruto em

2016

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amortização

Acum.

Valor Líquido

em 2016

Valor Líquido

em 2015

Ativo Intangível em Serviço

Distribuição 2.347 - - - 2.347 - (906) 1.441 1.638

Servidões 1.024 - - - 1.024 - - 1.024 1.024

Softwares 1.154 - - - 1.154 - (14) 1.140 445

Outros 169 - - - 169 - (892) (723) 169

Administração 7.893 - - 424 8.317 424 (6.178) 2.139 2.436

Softwares 7.835 - - 424 8.259 424 (6.165) 2.094 2.379

Outros 58 - - - 58 - (13) 45 57

Subtotal 10.240 - - 424 10.664 424 (7.084) 3.580 4.074

Ativo Intangível em Curso

Distribuição 161 (161) - - - - - - 161

Servidões 161 (161) - - - - - - 161

Administração - 431 - (424) 7 - - 7 -

Softwares - 431 - (424) 7 - - 7 -

Subtotal 161 270 - (424) 7 - - 7 161

Total do Ativo Intangível 10.401 270 - - 10.671 424 (7.084) 3.587 4.235

Resultados de 2017

24


A composição da conta Máquinas e Equipamentos da Atividade de Distribuição é como segue:

Distribuição - Máquinas e Equipamentos Valor Bruto

em 2016 Baixas (A)

Transfe- rências (B)

Reava- liação

Valor Bruto em 2017


(A)+(B)

AIS Bruto 262.868 (4.131) 14.124 39.715 312.576 9.993

Transformador de Distribuição 24.768 (759) 1.641 8.523 34.173 882

Medidor 24.437 (2.133) 1.291 10.123 33.718 (842)

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 151.177 (566) 9.059 11.650 171.320 8.493

Redes Alta Tensão (69 kV) 24.350 - 105 (5.192) 19.263 105

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 37.529 - 103 4.630 42.262 103

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 43 - 117 (43) 117 117

Demais Máquinas e Equipamentos 564 (673) 1.808 10.024 11.723 1.135

Obrigações Especiais do AIS Bruto 78.626 - 748 378 79.752 748

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização 74.273 - 748 329 75.350 748

Outros 4.353 - - 49 4.402 -

Originadas da Receita 4.353 - - 49 4.402 -

Ultrapassagem de demanda 4.353 - - 49 4.402 -

Distribuição - Máquinas e Equipamentos Valor Bruto

em 2015 Baixas (A)

Transfe- rências (B)

Valor Bruto em 2016


(A)+(B)

AIS Bruto 253.422 (11.159) 20.605 262.868 9.446

Transformador de Distribuição 23.725 (564) 1.607 24.768 1.043

Medidor 25.257 (1.534) 714 24.437 (820)

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 144.328 (860) 7.709 151.177 6.849

Redes Alta Tensão (69 kV) 23.347 (793) 1.796 24.350 1.003

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 36.201 (7.408) 8.736 37.529 1.328

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) - - 43 43 43

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) - - - - -

Demais Máquinas e Equipamentos 564 - - 564 -

Obrigações Especiais do AIS Bruto 73.117 - 5.509 78.626 5.509

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização 73.117 - 1.156 74.273 1.156

Outros - - 4.353 4.353 4.353

Originadas da Receita - - 4.353 4.353 4.353

Ultrapassagem de demanda - - 4.353 4.353 4.353

Resultados de 2017

25


Ativo Imobilizado e intangivel

Taxas anuais médias de

depreciação (%)

2017 2016

Valor Bruto Depreciação e Amortização Acumulada

Valor líquido Valor líquido

Em serviço

Distribuição 327.947 (155.590) 172.357 146.107

Custo Histórico 4,02% 229.965 (90.789) 139.176 135.589

Reavaliação 4,52% 97.982 (64.801) 33.181 10.518

Administração 19.576 (14.655) 4.921 3.978

Custo Histórico 14,67% 12.580 (8.804) 3.776 3.985

Reavaliação 10,30% 6.996 (5.851) 1.145 (7)

347.523 (170.245) 177.278 150.085

Em Curso

Distribuição 7.386 - 7.386 6.344

Administração 168 - 168 7

7.554 - 7.554 6.351

355.077 (170.245) 184.832 156.436

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

Adições do Ativo Imobilizado e Intangível em Curso

Material / Equipa- mentos

Serviços de Terceiros

Mão de Obra Própria

Juros Capitalizados

Outros Gastos

Total

Máquinas e Equipamentos 7.178 4.431 180 75 2.234 14.098

Móveis e Utensílios 11 - - - - 11

Transformação, Fabricação e Reparo de Materiais - - - - (172) (172)

Material em Depósito - - - - (291) (291)

Outros 40 634 - - 5 679

Total das Adições 7.229 5.065 180 75 1.776 14.325

As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:

Taxa anuais de depreciação (%)

Distribuição

Condutor inferior a 69 kv 3,57%

Condutor igual ou a 69 kv 2,70%

Chave inferior a 69 kv 6,67%

Chave igual ou a 69 kv 3,33%

Estrutura – Poste 3,57%

Estrutura – Torre 2,70%

Transformador de Distribuição 4,00%

Transformador de Força 2,86%

Administração

Equipamento Geral 6,25%

Equipamento de Informática 16,67%

Veículos 14,29%

Resultados de 2017

26


12 Obrigações vinculadas a concessão do serviço público de energia elétrica

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para concessões de geração, transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.

Obrigações Especiais Depreciação - Taxa Média

Anual

Custo Histórico

Reavaliação Total 2017 Total 2016

Em serviço

60.871 18.881 79.752 78.626

Participação da União, Estados e Municípios

13.678 20.134 33.812 25.988

Participação Financeira do Consumidor

38.978 (9.187) 29.791 39.385

Programa de Eficiência Energética - PEE

61 124 185 140

Pesquisa e Desenvolvimento

27 55 82 62

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica

3.774 7.706 11.480 8.698

Outros

4.353 49 4.402 4.353

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos

4.353 49 4.402 4.353

(-) Amortização Acumulada - AIS

(37.967) (208) (38.175) (38.866)

Participação da União, Estados e Municípios 3,83% (4.688) (6.427) (11.115) (7.232)

Participação Financeira do Consumidor 3,83% (31.904) 8.716 (23.188) (28.838)

Programa de Eficiência Energética - PEE 3,84% (19) (39) (58) (37)

Pesquisa e Desenvolvimento 3,84% (9) (17) (26) (19)

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 3,87% (1.195) (2.439) (3.634) (2.683)

Outros 3,82% (152) (2) (154) (57)

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos

(154) - (154) (57)

Outros

2 (2) - -

Em Curso

2.441 - 2.441 1.107

Participação da União, Estados e Municípios

- - - (238)

Participação Financeira do Consumidor

2.439 - 2.439 1.359

Programa de Eficiência Energética - PEE 2 - 2 2

Valores Não Aplicados

- - - (16)

Total

25.345 18.673 44.018 40.867

Resultados de 2017

27


A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

Obrigações Especiais Valor

Bruto em 2016

Adições (A)

Transferên-cias (B)

Reavalia -ção

Valor Bruto em

2017


(A)+(B)

Amortiza-ção Acum.


Valor Líquido

em 2016

Em serviço 78.626 - 748 378 79.752 748 (38.175) 41.577 39.760

Participação da União, Estados e Municípios 25.988

241 7.583 33.812 241 (11.115) 22.697 18.756

Participação Financeira do Consumidor 39.385

507 (10.101) 29.791 507 (23.188) 6.603 10.547

Programa de Eficiência Energética - PEE 140

45 185 - (58) 127 103

Pesquisa e Desenvolvimento 62

20 82 - (26) 56 43

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 8.698

2.782 11.480 - (3.634) 7.846 6.015

Outros 4.353 - - 49 4.402 - (154) 4.248 4.296

Ultrapassagem de demanda 4.353 - - 49 4.402 - (154) 4.248 4.296

(-) Amortização Acumulada - AIS (38.866) (3.022) 1 3.712 (38.175) (3.021) - - -

Participação da União, Estados e Municípios (7.232) (6.461) 2.578 (11.115) (6.461) - - -

Participação Financeira do Consumidor (28.838) 5.551 1 98 (23.188) 5.552 - - -

Programa de Eficiência Energética - PEE (37) (41) 20 (58) (41) - - -

Pesquisa e Desenvolvimento (19) (14) 7 (26) (14) - - -

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica (2.683) (1.959) 1.008 (3.634) (1.959) - - -

Outros (57) (98) - 1 (154) (98) - - -

Ultrapassagem de demanda (57) (98) 1 (154) (98) - - -

Em Curso 1.107 2.083 (749) - 2.441 1.334 - 2.441 1.107

Participação da União, Estados e Municípios (238) 238 - 238 - - (238)

Participação Financeira do Consumidor 1.359 1.829 (749) 2.439 1.080 - 2.439 1.359

Programa de Eficiência Energética - PEE 2 2 - - 2 2

Valores Não Aplicados (16) 16 - 16 - - (16)

Total 40.867 (939) - 4.090 44.018 (939) (38.175) 44.018 40.867

Resultados de 2017

28


Obrigações Especiais Valor Bruto

em 2015 Adições (A)

Transfe-rências (B)

Valor Bruto em 2016


(A)+(B)

Amortiza-ção Acum.

Valor Líquido em

2016

Valor Líquido em

2015

Em serviço 73.117 - 5.509 78.626 5.509 (38.866) 39.760 36.397

Participação da União, Estados e Municípios 25.201 - 787 25.988 787 (7.232) 18.756 18.664

Participação Financeira do Consumidor 39.016 - 369 39.385 369 (28.838) 10.547 11.358

Programa de Eficiência Energética - PEE 140 - - 140 - (37) 103 107

Pesquisa e Desenvolvimento 62 - - 62 - (19) 43 44

Universalização do Serviço Públ. de Energia Elétrica 8.698 - - 8.698 - (2.683) 6.015 6.224

Outros - - 4.353 4.353 4.353 (57) 4.296 -

Ultrapassagem de demanda e Excedente de reativos - - 4.353 4.353 4.353 (57) 4.296 -

(-) Amortização Acumulada - AIS (36.720) (2.146) - (38.866) (2.146) - - -

Participação da União, Estados e Municípios (6.538) (694) - (7.232) (694) - - -

Participação Financeira do Consumidor (27.658) (1.180) - (28.838) (1.180) - - -

Programa de Eficiência Energética - PEE (33) (4) - (37) (4) - - -

Pesquisa e Desenvolvimento (18) (1) - (19) (1) - - -

Universalização do Serviço Públ. de Energia Elétrica (2.473) (210) - (2.683) (210) - - -

Outros - (57) - (57) (57) - - -

Ultrapassagem de demanda e Excedente de reativos - (57) - (57) (57) - - -

Em curso 4.526 2.090 (5.509) 1.107 (3.420) - 1.107 4.526

Participação da União, Estados e Municípios - - (238) (238) (238) - (238) -

Participação Financeira do Consumidor 991 1.286 (916) 1.359 367 - 1.359 991

Programa de Eficiência Energética - PEE 2 - - 2 - - 2 2

Valores Não Aplicados (22) 6 - (16) 6 - (16) (22)

Outros 3.555 798 (4.353) - (3.555) - - 3.555

Ultrapassagem de demanda e Excedente de reativos 3.555 798 (4.353) - (3.555) - - 3.555

Total 40.923 (56) - 40.867 (57) (38.866) 40.867 40.923

13 Fornecedores

2017 2016

Contratos Bilaterais (1) 11.439 12.430

Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS (1) 1.276 380

Conexão à rede (1) 5 7

Uso do sistema de distribuição (1) 1.110 679

Encargos de Serviço no Sistema (1) 5.601 4.335

Materiais, serviços e outros (2) 4.112 2.664

Total 23.543 20.495


Não circulante 403 403

(1) Refere-se a aquisição de energia elétrica de geradores, uso da rede básica e uso do sistema de distribuição, cujo prazo médio de

liquidação é de 25 dias. (2) Referem-se as aquisições de materiais, serviços e outros, necessários à execução, conservação e manutenção dos serviços de distribuição

e comercialização de energia elétrica, com prazo médio de liquidação de 40 dias.

Resultados de 2017

29


14 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

O saldo dos empréstimos e financiamentos são demonstrados pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa efetiva de juros.

2017 2016

Empréstimos e financiamentos – moeda nacional 83.067 40.185

Empréstimos e financiamentos – moeda estrangeira 40.343 19.753

Encargos de dívidas – moeda nacional 933 184

Encargos de dívidas – moeda estrangeira 651 576

(-) Custos a amortizar (133) (140)

(-) Marcação a mercado de dívidas 327 951

Total 125.188 61.509



A composição da carteira de empréstimos e financiamentos e as principais condições contratuais podem ser encontradas no detalhamento abaixo:

Operação

Total Encargos

Vencimento

Periodicidade

Amortização

Taxa efetiva de juros (**)

Garantias (*) 2017 2016 Financeiros Anuais

FIDC Grupo Energisa III

5.030

5.059

CDI + 0,70% a.a. dez/20 Mensal 10,64% F

Repasse BNDES I - BNB

2.565

2.887 UMBND + 3,90% a.a. mar/23 Mensal 3,96% A

Repasse BNDES II - BNB

7.233

8.179 TJLP + 3,90% a.a. mar/23 Mensal 11,02% A

Repasse BNDES – Bradesco (3)

3.013

2.566 TJLP + 3,96% a 4,26%

a.a. nov/21 Mensal

11,08%

a 11,38

% A

Repasse BNDES - Itaú (3)

2.630

2.240 TJLP + 3,96% a 4,26%

a.a. nov/21 Mensal

11,08%

a 11,38

% A

Repasse BNDES - Bradesco (3)

2.187

2.166 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A

Repasse BNDES - Itaú (3)

1.909

1.891 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A

Financ. Investimentos 2007-2008 (FNE) – BNB (5)

-

1.145

7,50% a.a. (Pré) jun/17 Mensal 7,50% F + E

Financ. Investimentos 2009-2010 (FNE) - BNB (5 e 6)

-

3.393

10,00% a.a. (Pré) ago/19 Mensal 10,00% F + E

FINAME - Itaú BBA

2.351

2.809 2,50% a 8,70% a.a.

(Pré) nov/24 Mensal 2,50% a 8,70% A

NOTA PROMISSÓRIA SAFRA - 1º SÉRIE (4)

1.077

-

CDI + 1,65% abr/18 Mensal 11,59% A

NOTA PROMISSÓRIA SAFRA - 2º SÉRIE (4)

9.696

-

CDI + 1,65% mar/19 Mensal 11,59% A

BNDES FINEM - Itaú BBA (4)

4.085

5.307 TJLP + 3,10% a.a, abr/21 Mensal 10,22% A

BNDES FINEM - Itaú BBA (4)

2.194

2.727 SELIC + 3,10% a.a, abr/21 Mensal 12,95% A

Nota Taxa Flutuante FNR – Santander (7)

40.030

-

CDI + 1,3248% dez/20 semestral 11,26% A

(-) Custo de captação incorrido na contratação

(133)

(140)

- - - - -

Total em Moeda Nacional

83.867

40.229

Resolução 4131 - Itaú BBA (1 e 4)

20.624

20.329 4,8535% a.a. (Pré) jul/18 Final 6,35% A

Resolução 4131 - Citibank BBA (1 e 4)

20.370

-

Libor + 0,97% a.a. nov/20 Final 3,77% A

(+) Marcação à Mercado de Dívida (2)

327

951

Total em Moeda Estrangeira

41.321

21.280

Total

125.188

61.509

A = Aval Energisa S.A., E= Fundo de reserva, F=Recebíveis.

Resultados de 2017

30


(1) Os contratos em moeda estrangeira possuem proteção de swap cambial e instrumento financeiro derivativo (vide nota explicativa

nº 24).

(2) As operações estão sendo mensuradas ao valor justo por meio do resultado, de acordo com os métodos da contabilidade de “hedge” de valor justo ou pela designação como “Fair Value Option” (nota explicativa nº 24).

(3) A controladora Energisa S/A., firmou um acordo de investimentos com a BNDES Participações S.A – BNDESPAR por meio de um

sindicato de bancos, formado entre Itaú Unibanco S.A., Banco Bradesco S.A., Banco BTG Pactual S.A. e Banco Citibank S.A., visando o repasse no âmbito dos programas FINAME e FINEM, no montante de R$10.693, sujeito ao atendimento das condições estabelecidas entre os Agentes Repassadores e à confirmação, aprovação e disponibilidade de recursos por parte do BNDES. O Acordo de Investimentos prevê, ainda, o compromisso de implementar alterações no Estatuto Social da controladora Energisa S.A. de forma a adequá-lo às melhores práticas de governança e adesão ao Regulamento de Listagem do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&F Bovespa em até 48 meses contatos da data de emissão das debentures de 7ª emissão da controladora Energisa S.A. Até 31 dezembro de 2017 foram liberados R$10.693, referente a 1ª tranche do programa do Acordo de Investimentos. Esses recursos serão destinados a expansão e modernização do sistema de distribuição de energia elétrica na área de concessão da companhia, além de investimentos na aquisição de máquinas e equipamentos e investimentos sociais não contemplados nos licenciamentos ambientais. Os contratos junto ao BNDES possuem cláusulas restritivas que em geral, requerem a manutenção de certos índices financeiros em determinados níveis. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pela controladora Energisa S.A.. Além disto, estes contratos possuem obrigações contratuais não financeiras, como envio periódico de informações, cumprimento regular de normas trabalhistas, manutenção de licenças necessárias à operação, bem como de seguros, entre outras, que são avaliadas pelo banco quanto ao fiel atendimento. O descumprimento desses níveis e obrigações pode implicar em vencimento antecipado das dívidas (vide nota explicativo nº 27 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

(4) Os contratos possuem cláusulas restritivas que em geral, requerem a manutenção de certos índices financeiros em determinados níveis. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pela controladora Energisa S.A. O descumprimento desses níveis pode implicar em vencimento antecipado das dívidas. Em 31 de dezembro de 2017, os índices foram cumpridos (vide nota explicativa nº 24).

(5) Considera Bônus adimplemento de 25% e 15% sobre juros, para investimentos no semiárido e fora do semiárido, respectivamente.

(6) A Companhia liquidou antecipadamente seus empréstimos junto ao Banco do Nordeste em dezembro/2017.

(7) Visando o reforço de capital de giro e redução de custo financeiro, a Companhia captou 40.000 em FRN (Nota Taxa Flutuante),

com vencimento final em 28/12/2020. A FRN tem data de emissão de 21/12/2017 e fazem jus a uma remuneração CDI + 1,3248% a.a.

(*) Para garantia do pagamento das parcelas de curto prazo, a Companhia mantém aplicações no montante R$3.184 (R$4.215 em

2016), registrados na rubrica “Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados” no ativo circulante e não circulante.

(**) Inclui variação cambial para as dívidas em moeda estrangeira.

Os financiamentos obtidos junto ao Finame estão garantidos pelos próprios equipamentos financiados. A Companhia tem como prática alocar o pagamento de juros na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa. Os principais indicadores utilizados para a atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais e taxas efetivas nos exercícios:

Moeda/indicadores 2017 2016 US$ x R$ 1,50% -16,54% TJLP 7,12% 7,50% SELIC 9,85% 14,02% CDI 9,94% 14,00% LIBOR 1,30% 0,67% UMBNB 0,06% 0,07%

Resultados de 2017

31


Os financiamentos classificados no passivo não circulante têm seus vencimentos assim programados:

2017

2019 30.867 2020 55.660 2021 5.184 2022 2.240 Após 2022 538

Total 94.489

Seguem as movimentações ocorridas nos exercícios:

Descrição 2017 2016 Saldos em 2016 e 2015 61.509 72.249 Novos empréstimos e financiamentos obtidos 72.221 31.130 Encargos de dívidas – juros, variação monetária e cambial 6.621 4.504 Custos Apropriados (52) (59) Marcação a Mercado das Dívidas (624) 915 Pagamento de principal (9.943) (42.675) Pagamento de juros (4.544) (4.555)

Saldos em 2017 e 2016 125.188 61.509

Circulante 30.699 8.871 Não circulante 94.489 52.638

Os custos de captações dos financiamentos a serem amortizados nos exercícios subsequentes são:

Contratos 2018 2019 2020 em diante Total

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios-Grupo Energisa III 8 8 7 23 Banco Itaú BBA - BNDES 20 20 40 80 Nota Promissória SAFRA 1º Série 1 - - 1 Nota Promissória SAFRA 2º Série 23 6 - 29 52 34 47 133

Composição do Endividamento e Dívida Líquida:

Resumo Juros de Curto

Prazo Principal Curto

Prazo Principal +Juros LP

Total Total

2017 2016

Dívida bruta

1.584

30.288

94.488 126.360 63.543

Financiamento/ Empréstimo Moeda Estrangeira

651

20.216

20.454

41.321 21.279

Financiamento/Empréstimo Moeda Nacional

933

8.900

74.034

83.867 40.230

Derivativos a Pagar - 1.172 - 1.172 2.034

Ativos financeiros - 78.575 4.328 82.903 27.703

Alta Liquidez - 67.981 - 67.981 18.708

Demais Aplicações Financeiras - 10.594 3.184 13.778 8.350

Derivativos a Receber - - 1.144 1.144 645

Dívida líquida

1.584

(48.287)

90.160 43.457 35.840

Resultados de 2017

32


15 Impostos e contribuições sociais

2017 2016

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços - ICMS (*) dfaçslfçaslkçlsdICMS 7.411 7.360

Encargos sociais 297 353

Imposto de renda pessoa jurídica – IRPJ 402 5.760

Contribuição social s/ o lucro líquido – CSLL 170 2.103

Contribuições ao PIS e a COFINS 1.877 1.046

Imposto de renda retido na fonte - IRRF 52 55

Outros 123 2.399

Total 10.332 19.076


Não circulante 1.531 10.743

(*) A Companhia possui R$762 (R$762 em 2016) referente ao ICMS incidente sobre a TUSD suspenso por liminares (vide nota explicativa nº 4).

A Companhia aderiu ao Programa Especial de Regularização Tributária – PERT, instituído pela Lei nº 13.496/2017 (MP 783/2017), com pagamento em 5 parcelas iguais e sucessivas, correspondente a 5% do saldo devedor, corrigidos pela variação da Selic e optou por liquidar o saldo remanescente do débito no montante de R$4.332 com a utilização de prejuízos fiscais e/ou base negativa de contribuição social, adquiridos da controladora. A adesão ao programa gerou redução de multas e juros de R$1.566, registrado na rubrica de “Outras receitas financeiras” na demonstração do resultado do exercício. A Companhia deve manter os pagamentos regular dos impostos, contribuições e demais obrigações para garantir as condições do programa. A consolidação dos débitos será realizada pela Receita Federal do Brasil em até cinco anos. Segue demonstração dos valores incluídos no Programa:

Principal Multas Juros Débito Atualizado

em 2017

INSS 498 99 166 763

IRPJ e CSLL 3.693 739 1.014 5.446

Total 4.191 838 1.180 6.209

Principal

Valor do débito 4.191

Atualização (juros + multas) 2.018

Total 6.209

Liquidação

Pagamento a vista (antecipações) - 5% (311)

Redução de multas e juros (outras receitas financeiras) (1.566)

Valor utilizado de Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa de CSLL –

adquiridos da controladora (4.332)

Total (6.209)

Resultados de 2017

33


16 Encargos setoriais

2017 2016

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (1) 1.978 2.322

Fundo Nacional Desenvolvimento Científico Tecnológico - FNDCT 81 75

Ministério de Minas e Energia - MME 40 38

Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL 166 -

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 1.683 1.306

Programa de Eficiência Energética - PEE 1.863 2.495

Total 5.811 6.236


Não circulante 2.583 1.773

(1) A Resolução Homologatória nº 2.077 da ANEEL, de 07 de junho de 2016, homologa as quotas anuais da Conta de Desenvolvimento

Energético – CDE para o ano de 2016 e a Resolução Homologatória nº 2.204 de 07 de março de 2017, que altera a Resolução

Homologatória nº 2.202 de 07 de fevereiro de 2017, homologa as quotas da CDE para o ano de 2017.

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE - refere-se a: (i) cota anual do exercício 2017 no montante de R$ 318 (R$387 em 2016); ii) cota destinada a devolução do aporte de CDE no montante de R$ 627 (R$590 em 2016); iii) cota destinada a devolução do aporte da conta no Ambiente de Contratação Regulada (“Conta ACR”) no montante de R$ 1.033 (R$ 1.345 em 2016). O contrato de concessão da Companhia estabelece a obrigação de aplicar anualmente o montante de 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado ao Programa de Eficiência Energética (PEE), Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT), ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL). A participação de cada um dos programas está definida pelas Leis nº 10.848 de 15 de março de 2004, nº 11.465 de 28 de março de 2007, nº 12.212 de 21 de janeiro de 2010 e nº 13.280 de 03 de maio de 2016. A atualização das parcelas referentes ao PEE e P&D é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL nº 176 de 28 de novembro de 2005, nº 219 de 11 de abril de 2006, nº 300 de 12 de fevereiro de 2008, nº 316 de 13 de maio de 2008, nº 504 de 14 de agosto de 2012, nº 556 de 18 de junho de 2013 e Ofício Circular nº 1.644/2009-SFF/ANEEL de 28 de dezembro de 2009. Por meio da Resolução Normativa nº 316, de 13 de maio de 2008, alterada pela Resolução Normativa nº 504 de 14 de agosto de 2012 e a Resolução Normativa nº 556 de 18 de junho de 2013, a ANEEL estabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do P&D e PEE, respectivamente. Entre esses novos critérios, foram definidos os itens que compõem a base de cálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento ao FNDCT e ao MME. Os gastos realizados com os projetos de PEE e P&D estão registrados na rubrica de serviços em curso até o final dos projetos, quando são encerrados contra os recursos do programa, enquanto a realização das obrigações por aquisição de ativo intangível, tem como contrapartida Obrigações Especiais.

17 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais

Uma provisão é reconhecida no momento em que a obrigação for considerada provável pelos assessores jurídicos da Companhia. A contrapartida da obrigação é uma despesa do exercício. Essa obrigação pode ser mensurada com razoável certeza e é atualizada de acordo com a evolução do processo judicial ou encargos financeiros incorridos e pode ser revertida caso a estimativa de perda não seja mais considerada provável, ou baixada quando a obrigação for liquidada. Por sua natureza, os processos judiciais serão resolvidos quando um ou mais eventos futuros ocorrerem ou deixarem de ocorrer. Tipicamente, a ocorrência ou não de tais eventos não depende da atuação da Companhia e incertezas no ambiente legal envolve o exercício de estimativas e julgamentos significativos da Administração quanto aos resultados dos eventos futuros. Segue demonstrativo da movimentação das provisões constituídas:

Resultados de 2017

34


Trabalhistas Cíveis Fiscais 2017 2016

Saldos iniciais - 2016 e 2015 3.750 2.412 369 6.531 8.097

Constituições de provisões 809 2.116 - 2.925 1.849

Reversões de provisões (44) (413) (226) (683) (1.886)

Pagamentos realizados (3.285) (1.291) - (4.576) (2.038)

Atualização monetária 70 56 30 156 508

Saldos finais - 2017 e 2016 1.300 2.880 173 4.353 6.531

Cauções e depósitos vinculados (*) (1.098) (525)

(*) A Companhia possui cauções e depósitos vinculados no ativo não circulante no montante de R$5.057 (R$5.113 em 2016). Deste total,

R$3.959 (R$4.588 em 2016) não possuem provisões para riscos em face do prognóstico de êxito ser possível ou remoto.

Perdas prováveis: Trabalhistas A maioria dessas ações discutem horas extras, equiparação salarial, acidente de trabalho, FGTS e do saldo apresentado em 2017. No exercício foram constituidos R$809 de novas provisões e reversões de provisões anteriormente constituídas de R$44. O incremento de provisão refere-se basicamente a revisões dos cálculos de liquidação ante a realização de provas periciais, sentenças e acórdãos, bem como a entrada de novos processos requerendo indenizações por acidente, danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição, entre outros. Foram liquidados no exercício cerca de R$3.285, referente ao pagamento de condenações e acordos realizados no exercicio, sendo que, desse montante o valor de R$2.453 refere-se ao processos nº 0017500-82.2014.513.0008, envolvendo o questionamento de ticket alimentação de empregados e o valor restante R$832, está relacionado ao pagamento dos demais processos. Cíveis Os processos cíveis discute-se principalmente indenizações por acidente com lesão e danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição cuja causa reflete a extensão de rede e demora no atendimento, suspensão de fornecimento indevida e reclamações de consumidores, envolvendo débitos de energia. No exercício foram constituidos R$2.116 de novas provisões e reversões de provisões anteriormente constituídas de R$413. O incremento de provisão refere-se basicamente a revisões dos cálculos de liquidação ante a realização de provas periciais, sentenças e acórdãos, bem como a entrada de novos processos requerendo indenizações por acidente, danos morais/materiais, inscrição no Serasa, danos elétricos e queima de equipamentos, rede de distribuição, entre outros. Foram liquidados no exercício cerca de R$1.291, referente ações civeis. Fiscais Refere-se a discussões relacionadas à INSS, ICMS, ISS, DCTF e multa Procon. Os processos encontram-se com a exigibilidade de seus créditos suspensa, seja por estarem em trâmite os processos administrativos, seja por se encontrarem devidamente garantidas as execuções fiscais em andamento. No exercício não teve novas provisões e R$226 de reversões de provisões anteriormente constituídas. A administração da Companhia entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião dos seus consultores jurídicos, foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de desembolso futuro foi estimada como provável. A Companhia também está sujeita a várias reivindicações legais, cíveis e processos trabalhistas, que advêm do curso normal das atividades de negócios. O julgamento da Companhia é baseado na opinião de seus consultores jurídicos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações circunstanciais tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inscrições fiscais ou exposições identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.

Resultados de 2017

35


Perdas possíveis: A Companhia possui processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante total de R$56.706 (R$34.644 em 2016), cuja probabilidade de perdas foi estimada pelos consultores jurídicos como possível, não requer a constituição de provisão. O incremento de R$22.062 registrado no exercicio está sendo influenciado pelas movimentações realizadas no contencioso fiscal (acrescimo de R$13.100) e contencioso cível (acréscimo de R$7.900), conforme detalhado adiante. Trabalhistas As ações judiciais de natureza trabalhistas no montante de R$2.978 (R$3.382 em 2016), referem-se aos seguintes objetos: horas extras, adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente de trabalho, bem como a responsabilidade subsidiária da Companhia em relação às verbas referentes aos contratos de trabalho firmados entre as empresas que lhe prestam serviços e seus empregados. A redução de R$404 refere-se basicamente ao encerramento de processos onde se discute horas extras, vínculo empregatício, acidente de trabalho, equiparação salarial, entre outros. Principal Processo . Ação 0130097.2014.5.13.0009 onde se discute questões relacionadas a indenização danos morais e materiais com valor envolvido de R$246 (R$241 em 2016). Cíveis Ações judiciais de natureza cível no montante de R$13.658 (R$5.758 em 2016), têm majoritariamente os seguintes objetos: (i) revisão ou o cancelamento de faturas de energia elétrica em razão da incerteza de seu valor; (ii) indenizações por danos materiais e morais decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos aparelhos de medição, de variações de tensão elétrica, ou de falta momentânea de energia; (iii) compra de energia elétrica; e (iv) multas regulatórias originárias de procedimentos de fiscalização do poder concedente que encontram-se em processo de defesa administrativa. O incremento de R$7.900 refere-se principalmente à entrada de novos processos onde se discute oscilação de tensão, suspensão de fornecimento, alteração cadastral, negativação indevida, variação/revisão de consumo, entre outros, bem como à atualização dos processos existentes. Principais Processos . Ação 2002.34.00.029.093-7 onde se discute questões relacionadas a auto de infração/CADE com valor envolvido de R$1.512 (R$1.478 em 2016). . Auto de infração 012749 recebido em 2017 com valor pedido de R$5.010, onde se discute questões relacionadas a licença ambiental. . Ação 0815274-18.2016.8.15.0001 com valor envolvido de R$1.512 (R$1.404 em 2016), onde se discute questões relacionadas reclamação de consumo de energia elétrica. . Ação 0029611-20.2013.815.0011 com valor envolvido de R$1.270 (R$1.242 em 2016), onde se discute questões relacionadas reclamação de consumo de energia elétrica. Fiscais Ações de natureza fiscais e tributárias no montante R$40.070 (R$25.504 em 2016) referem-se basicamente a discussões sobre: (i) ICMS incidente sobre a demanda de energia; (ii) compensação e aproveitamento de créditos de ICMS; (iii) diferencial de alíquota; e (iv) imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, entre outros. O incremento no exercício de R$14.566, refere-se principalmente ao recebimento Auto de Infração de R$12.125, processo n°93300008.09.00000272/2017.01 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas aon aproveitamento de créditos de ICMS.

Resultados de 2017

36


Principais Processos . Ação 10425.720442/2011-08 onde se discute questões relacionadas a Glosa de Ágio (2006 a 2008) com valor envolvido de R$12.790 (R$11.849 em 2016); . Ação 10425-722.314/2013-52 onde se discute questões relacionadas a Glosa de Ágio CSLL/IRPJ com valor envolvido de R$4.779 (R$4.029 em 2016); . Auto de Infração 0807386-61.2017.815.0001 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas ICMS com valor envolvido de R$3.819; . Auto de Infração 93300008.09.00000272/2017.01 recebido em 2017, onde se discute questões relacionadas ICMS com valor envolvido de R$12.125.

18 Patrimônio líquido

18.1 Capital Social O capital social, subscrito e integralizado é de R$78.159 (R$73.540 em 2016) e está representado por 292.919 ações ordinárias, todas nominativas sem valor nominal. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 28 de abril de 2017, foi deliberado o aumento de capital social da Companhia em R$4.619, sem emissão de novas ações, mediante capitalização do saldo da reserva de lucros - redução de imposto de renda. O capital social da Companhia poderá ser aumentado, por subscrição, independentemente de modificação estatutária até o limite de 540 mil ações, cabendo ao Conselho de Administração a deliberação sobre forma, condições da subscrição e integralização das ações bem como as características das ações a serem emitidas e o preço de emissão. 18.2 Reserva de capital - reserva especial de ágio Constituída em face da incorporação da controladora. Conforme mencionado na nota explicativa nº10, representa o benefício fiscal do ágio que será incorporado ao capital social da Companhia, conforme prerrogativa da Administração, à medida que for apurado benefício fiscal em decorrência da amortização da parcela correspondente do ágio que lhe deu origem. 18.3 Reserva de lucros – reserva legal Constituída com 5% do lucro líquido do exercício antes de qualquer outra destinação e limitada a 20% do capital social, de acordo com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76. 18.4 Reserva de lucros – retenção de lucros Foram destinados para a reserva de retenção de lucros, com base em orçamento de capital aprovado pela Diretoria e a ser aprovado em Assembleia Geral Ordinária o valor de R$180. 18.5 Reserva de lucros – redução de imposto de renda A Companhia, por atuar no setor de infraestrutura na região Nordeste, obteve a redução do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação da sua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto nº 3.000, de 26 de março de 1999. Esta redução foi aprovada através do Laudo Constitutivo nº 206/2012 - SUDENE, que impõe algumas obrigações e restrições: (i) O valor apurado como benefício não pode ser distribuído aos acionistas;

(ii) O valor deve ser contabilizado como reserva de lucros e capitalizado até 31 de dezembro do ano seguinte à

apuração e/ou utilizado para compensação de prejuízos, com aprovação em AGO/AGE; e

Resultados de 2017

37


(iii) O valor deve ser aplicado em atividades diretamente relacionadas com a produção na região incentivada. A partir da edição da Lei nº 11.638/07, e Lei nº 11.941/09 os incentivos fiscais passaram a ser contabilizados no resultado do exercício com posterior transferência para reservas de lucros – reserva de redução de imposto de renda. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apurou R$4.373 (R$4.619 em 2016) de redução de imposto de renda e adicionais. 18.6 Dividendos O Estatuto Social determina a distribuição de um dividendo minimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício, ajustado na forma do artigo 202 da Lei nº 6.404/76 e permite a distribuição de dividendos apurados com base em resultados intermediários. Os dividendos declarados com montantes superiores aos dividendos mínimos obrigatórios após o exercício contábil a que se refere às demonstraçõescontábeis regulatórias, por não se constituírem uma obrigação presente, são apresentados destacados no patrimônio líquido, não sendo constituído o respectivo passivo até sua efetiva aprovação. A Administração está propondo a seguinte distribuição de dividendos:

2017 2016


Reserva legal (5%) - (847)

Reserva de lucros - reserva de redução de imposto de renda (4.373) (4.619)

Lucro líquido ajustado 26.366 11.469

Dividendos obrigatórios (25%) 6.592 2.867

Dividendos antecipados pagos (*):

. Em 31/08/2017 – R$42,41 por ação (R$22,02 em 2016) 12.422 6.451

. Em 28/12/2017 – R$13,66 por ação (R$5,58 em 2016) 4.002 1.636

16.424 8.087

Dividendos adicionais propostos: R$50,85 (R$9,76 em 2016) por ação (**) 9.942 3.382

Total dos dividendos 26.366 11.469

% sobre o lucro líquido ajustado 100 100

(*) Os dividendos antecipados aprovados pelas RCAs de 09 de agosto e 20 de dezembro de 2017 (12 de agosto e 30 de novembro de 2016) foram calculados sobre o resultado apurado com base no balanço patrimonial de 30 de junho e 30 de setembro (30 de junho e 30 de setembro de 2016)

(**) Os dividendos adicionais propostos foram registrados na rubrica específica de dividendos a pagar dentro do próprio Patrimônio

Líquido, de acordo com as normas do ICPC-08 e serão pagos em data a ser definida em RCA.

18.7 Ajuste de avaliação patrimonial – reserva de reavaliação compulsória A Companhia possui reserva de reavaliação compulsória no montante de R$10.331 ((-)R$2.172 em 2016). A reavaliação foi registrada no exercício de 2017, com base na Nota Técnica nº 7/2017 aprovada pela Resolução Homologatória nº 2.200 de 31 de janeiro de 2017 que homologou o 4° ciclo tarifário da Companhia.

18.8 Prejuizos acumulados A companhia possui prejuízos acumulados em 2017 no montante de R$4.809 (R$3.074 em 2016) conforme demonstrado na nota explicativa nº 29.7.

Resultados de 2017

38


19 Receita operacional

2017 2016

Fora do escorpo dos auditores independentes

R$

Fora do escopo dos auditores independentes

R$ Nº de

consumidores MWh Nº de

consumidores MWh

Residencial 177.781 240.370 143.011 176.411 235.707 139.988

Industrial 554 64.819 33.315 566 122.458 56.567

Comercial 14.781 140.288 81.666 14.875 146.788 83.468

Rural 15.253 23.792 9.593 15.150 23.792 9.426

Poder público 1.463 32.416 17.747 1.440 32.689 17.618

Iluminação pública 73 39.240 14.103 73 33.411 11.822

Serviço público 67 8.108 2.912 66 6.880 2.454

Consumo próprio 9 261 - 11 265 -

Subtotal 209.981 549.294 302.347 208.592 601.990 321.343

Suprimento 1 114.493 39.463 1 134.801 29.721

Fornecimento não faturado líquido - 623 612 - (402) (580)

Disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição 12 - 11.119 7 - 2.289

Outras receitas operacionais - - 2.632 - - 2.841

(-) Ultrapassagem demanda (2) - - (356) - - (283)

(-) Excedente de reativos (2) - - (831) - - (920)

Constituição e Amortizição – CVA Ativa e Passiva (3) - - 13.820 - - (16.377)

Subvenções vinculadas ao serviço concedido - - 16.079 - - 13.221

Total – receita operacional bruta 209.994 664.410 384.885 208.600 736.389 351.255

Deduções da receita operacional

ICMS - - 78.373 - - 80.870

PIS - - 5.693 - - 5.497

COFINS - - 27.033 - - 25.319

ISS - - 123 - - 116

Deduções bandeiras tarifárias (4) - - 8.388 - - 704

Programa de Eficiência Energética – PEE - - 1.190 - - 1.041

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE - - 24.600 - - 27.945

Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D - -

- - 1.190 1.042

Taxa de Fiscalização dos serviços de Energia Elétrica - TFSEE - - 331 - - 364

Total – deduções receita operacional - - 146.921 - - 142.898

Total – receita operacional líquida 209.994 664.410 237.964 208.600 736.389 208.357

(1) A receita de construção da infraestrutura está representada pelo mesmo montante em custo de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 – Contratos de Concessão e correspondem a custo de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica.



(3) Refere-se a montante de ativos e passivos financeiros setoriais reconhecidos no resultado do exercício de acordo com a OCPC 08.

(4) A partir de janeiro de 2015, as contas de energia tiveram a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. O acionamento da bandeira tarifária será sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com as informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica no país. A ANEEL, através do Ofício nº 185 de 08 de abril de 2015, com alteração efetuada pelo Despacho nº 245 de 28 de janeiro de 2016, estabeleceu novos procedimentos contábeis para registro das Receitas Adicionais das Bandeiras Tarifárias. Pela alteração proposta, os montantes das bandeiras passam a ser registrados na receita operacional. As receitas auferidas pela Companhia referentes as Bandeiras Tarifárias no exercício findo em 31 de dezembro de 2017, foram de R$11.178 (R$5.860 em 2016), tendo repassado para Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias CCRBT o montante de

Resultados de 2017

39


R$8.388 (R$704 em 2016). Dessa forma, o efeito líquido das bandeiras tarifárias no resultado da Companhia em 2017 foi de R$2.790 (R$5.156 em 2016).

Para os meses de janeiro a novembro de 2017 e exercício de 2016 a Aneel homologou os valores conforme abaixo:

Meses Despacho 2017 2016

Janeiro Nº 592 de 02 de março de 2017 (Nº 265 de 01 de fevereiro de 2016) (5) -

Fevereiro Nº 899 de 30 de março de 2017(Nº 797 de 30 de março de 2016) (3)

2

Março Nº 1237 de 05 de maio de 2017 (Nº 1.061 de 02 de maio de 2016) 453 -

Abril Nº 1492 de 30 de maio de 2017 (Nº 1.431 de 31 de maio de 2016)

945

-

Maio Nº 1944 de 04 de julho de 2017 (Nº 1.734 de 29 de julho de 2016)

1.185

1

Junho Nº 2.330 de 01 de agosto de 2017 (Nº 2.045 de 29 de julho de 2016)

491

4

Julho Nº 2.742 de 30 de agosto de 2017 (Nº 2.298 de 29 de agosto de 2016)

520

7

Agosto Nº 3.365 de 02 de outubro de 2017 (Nº 2.626 de 30 de setembro de 2016)

976

5

Setembro Nº 3.711 de 01 de novembro de 2017(Nº 2.882 de 01 de novembro de 2016) 960

7

Outubro Nº 4.068 de 04 de dezembro de 2017 (Nº 3.147 de 01 de dezembro de 2016) 1.181

2 Novembro Nº 0.002 de 02 de janeiro de 2018 (Nº 3.415 de 29 de dezembro de 2016) 1.686 461

Dezembro Valores de 2017 foram estimados, enquanto de 2016 foram homologados pelo despacho Nº 290 de 31 de janeiro de 2017. (1) 215

Total

8.388

704



20 Custos e Despesas operacionais

Os custos e despesas operacionais especificados na Demonstração do Resultado do Exercício, possuem a seguinte composição por natureza de gastos:

Natureza do gasto

Custo do serviço Despesas

operacionais Total

Com energia elétrica

De operação

Prestado a terceiros

Gerais e administrativ

as 2017 2016

Energia elétrica comprada para revenda(*)

140.746 - - - 140.746 128.604

Encargo de uso-sistema de transmissão e distribuição (*)

16.627 - - - 16.627 15.466

Pessoal e administradores - 12.516 6 7.625 20.147 17.302

Entidade de previdência privada - 46 - 313 359 145

Material - 2.040 12 234 2.286 1.991

Serviços de terceiros - 4.490 - 9.027 13.517 15.678

Depreciação e amortização (*) - 6.871 - 937 7.808 8.430

Provisão p/créditos de liquidação duvidosa

- 904 - - 904 1.667

Reversão de provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais

- - - (2.334) (2.334) (2.075)

Outras - 974 (8) 2.142 3.108 2.479

157.373 24.841 10 17.944 203.168 189.687

(*) A Companhia registrou no exercício, crédito de PIS e COFINS sobre amortização dos bens e equipamentos no montante de R$62 (R$35 em

2016).

Resultados de 2017

40


20.1 Energia Elétrica comprada para revenda

MWH (**) R$

2017 2016 2017 2016

Energia de leilão 349.641 397.272 79.071 74.255

Energia bilateral 89.177 89.431 20.608 22.249

Cotas de Angra REN 530/12 27.674 27.750 6.123 5.593

Energia de curto prazo - CCEE (*) - - 9.051 16.744

Cotas Garantia Física-Res. Homol. ANEEL 1410 - Anexo I 237.290 267.022 34.016 16.686

Programa incentivo fontes alternativas energia - PROINFA 13.611 17.117 4.394 5.346

(-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (12.517) (12.269)

Total 717.393 798.592 140.746 128.604

(*) Inclui demais custos na CCEE tais como, efeitos da CCEARs, liminares/ajuste de energia leilão, efeito de cotas de garantia física, efeito cotas de energia nuclear e exposição de cota itaipu.

(**) Informações fora do escopo dos auditores independentes.

20.2 Pessoal e administradores

2017 2016

Pessoal

Remuneração 8.221 8.326

Encargos 2.924 3.443

Previdência privada - Corrente 96 72

Despesas rescisórias 3.285 684

Participação nos Lucros e Resultados - PLR 495 802

Outros benefícios - Correntes 4.579 4.136

(-) Transferência para ordens em curso (2.640) (2.382)

Administradores

Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 2.310 2.282

Previdência privada - Corrente 854 84

Benefícios dos administradores 382 -

Total 20.506 17.447

20.3 Outros resultados

2017 2016

Outras receitas:

Ganhos na desativação/alienação de bens e direitos 438 838

Outros - 95

438 933

Outras despesas:

Perdas na desativação/alienação de bens e direitos (2.069) (2.464)

Outros (335) (453)

(2.404) (2.917)

Total (1.966) (1.984)

Resultados de 2017

41


21 Receitas e despesas financeiras

2017 2016

Receitas financeiras Receita de aplicações financeiras 2.555 4.066 Variação monetária e acréscimo moratório de energia vendida 4.012 4.454 Juros ativos financeiros setoriais 857 680 Juros Selic s/ impostos a recuperar 600 2.456 Tributos s/ receitas financeiras (738) (507) Outras receitas financeiras 5.764 1.848

Total receita financeira 13.050 12.997 Despesas financeiras Encargos de dívidas - juros (5.395) (4.942) Variação monetária e cambial (1.226) 438 (-) Transferência para ordens em curso 75 667 Marcação a mercado da divida 624 (915) Marcação a mercado derivativos 317 23 Instrumentos financeiros derivativos (1.004) (2.616) Atualização de provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais (156) (508) Ajuste valor presente ativo 1.072 506 Juros passivos financeiros setoriais (2.192) (1.834) Despesas bancárias (736) (686) Comissão de aval (755) (587) Multas e juros s/ tributos e contribuições (1.594) (2.323) Outras despesas financeiras (2.837) (1.749)

Total despesa financeira (13.807) (14.526)

Despesas financeiras líquidas (757) (1.529)

22 Lucro por ação societário

O resultado por ação básico e diluído foi calculado com base no resultado do exercício atribuível e a respectiva quantidade de ações ordinárias e preferenciais em circulação.

2017 2016

Lucro líquido do exercício societário 30.739 16.935

Média ponderada das ações 292.919 292.919

Lucro líquido básico e diluído por ação - R$ (*) 104,94 57,81

(*) A Companhia não possui instrumento diluidor.

23 Cobertura de seguros

A política de seguros da Companhia baseia-se na contratação de seguros com coberturas bem dimensionadas, consideradas suficientes para cobrir prejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em que seja civilmente responsável pelos danos involuntários, materiais e/ou corporais causados a terceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo dos auditores independentes.

As principais coberturas são:

Ramos

Data de

Vencimento

Importância

Segurada

Prêmio Anual

2017 2016

Risco Operacional 07/11/2018 39.000 43 37

Responsabilidade Civil Geral 23/11/2018 50.600 39 45

Frota- Danos Materiais e Corporais a Terceiros 23/10/2018 Até R$ 360 / Veiculo 18 24

Resultados de 2017

42


Vida em Grupo - Morte e Acidentes Pessoais (*) 31/12/2018 10.184 30 30

Responsabilidade Civil Administradores e Diretores (D&O) 26/11/2018 50.000 6 9

136 145

(*) Importância segurada relativa ao mês de dezembro/17 e prêmio anualizado.

24 Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos

Abaixo, são comparados os valores contábeis, valor justo e níveis hierárquicos dos principais ativos e passivos de instrumentos financeiros:

Nível

2017 2016

ATIVO Contábil Valor justo Contábil Valor justo

Caixa e equivalente de caixa 2 67.981 67.981 18.708 18.708

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 2 13.778 13.778 8.350 8.350

Consumidores e concessionárias 2 48.064 48.064 48.075 48.075

Ativos financeiros setoriais 3 47.137 47.137 15.709 15.709

Instrumentos financeiros derivativos 2 1.144 1.144 645 645

PASSIVO Nível Contábil Valor justo Contábil Valor justo

Fornecedores 2 23.543 23.543 20.495 20.495

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 2 125.188 125.184 61.509 61.572

Passivos financeiros setoriais 3 43.474 43.474 23.344 23.344

Instrumentos financeiros derivativos 2 1.172 1.172 2.034 2.034

Hierarquia de valor justo Os diferentes níveis foram assim definidos:

Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos e idênticos

Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídas no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços)

Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs não observáveis).

Em função de a Companhia ter classificado os respectivos ativos e passivos financeiros setoriais como disponíveis para venda, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo não são publicamente observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A movimentação e respectivos ganhos no resultado do exercício de R$1.199 (R$242 em 2016), assim como as principais premissas utilizadas, estão divulgadas nas notas explicativas nº 9 e 13. Em atendimento à Instrução CVM nº 475/2008 e à Deliberação nº 604/2009, a descrição dos saldos contábeis e do valor justo dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 2017 e 2016, estão identificadas a seguir: Não derivativos – classificação e mensuração Empréstimos e recebíveis Incluem consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, outros créditos e ativo financeiro setorial líquido. São inicialmente mensurados pelo custo amortizado, usando-se a taxa de juros efetiva, sendo seus saldos aproximados ao valor justo. Aplicações financeiras avaliados ao valor justo por meio do resultado e ao custo amortizado

Resultados de 2017

43


Os saldos das aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários e fundos de investimentos são avaliados ao seu valor justo por meio do resultado, exceto se mantidos até o vencimento, quando a Companhia manifestar intenção e capacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, esses ativos são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (a) empréstimos e recebíveis, (b) investimentos mantidos até o vencimento ou (c) ativos financeiros pelo valor justo por meio do resultado. Após mensuração inicial, ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados a valor justo, com ganhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente dentro dos outros resultados abrangentes até a baixa do investimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável, dos juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dos ganhos ou perdas com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos diretamente no resultado do exercício. Passivos financeiros pelo custo amortizado Fornecedores - são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço, sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor justo. Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas – Os instrumentos financeiros estão classificados como passivos financeiros ao custo amortizado. Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados aos investimentos, obtidos em moeda nacional, junto a Eletrobrás, BNB, BNDES e empréstimos com bancos comerciais, se aproximam de seus respectivos valores justos, já que operações similares não estão disponíveis no mercado financeiro, com vencimentos e taxas de juros comparáveis. O valor justo dos passivos financeiros que são negociados em mercados ativos é determinado com base nos preços observados nesses mercados (fonte: CETIP). Para os instrumentos financeiros sem mercado ativo, sendo esse o FIDC, a Companhia estabeleceu o seu valor justo como sendo equivalente ao valor contábil do instrumento. Para algumas das dívidas a Companhia realizou a opção pela designação ao valor justo por meio do resultado, conforme descrito abaixo. Derivativos O valor justo estimado de ativos e passivos financeiros foi determinado por meio de informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliação. A Companhia tem como política o gerenciamento dos riscos, evitando assumir posições relevantes expostas a flutuações de valor justo. Nesse sentido, buscam operar instrumentos que permitam maior controle de riscos. Os contratos de derivativos são efetuados com operações de swap e opções envolvendo juros e taxa de câmbio, visando eliminar a exposição à variação do dólar além de adequação do custo das dívidas de acordo com o direcionamento do mercado. As operações de proteção contra variações cambiais adversas requerem monitoramento constante, de forma a preservar a eficiência das suas estruturas. As operações vigentes são passíveis de reestruturação a qualquer tempo e podem ser objeto de operações complementares ou reversas, visando reduzir eventuais riscos de perdas relevantes. Hedge Accounting Em 01 de julho de 2015, a Companhia efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de hedge) para troca de variação cambial e juros, para variação do CDI como hedge accounting. Em 31 de dezembro de 2017 essas operações, assim como as dívidas (objeto do hedge) estão sendo avaliadas de acordo com a contabilidade de “hedge” de valor justo. Em tais designações de hedge a Companhia documentou: (i) a relação de hedge; (ii) o objetivo e estratégia de gerenciamento de risco; (iii) a identificação do instrumento financeiro; (iv) o objeto ou transação coberta; (v) a natureza do risco a ser coberto; (vi) a descrição da relação de cobertura; (vii) a demonstração da correlação entre o hedge e o objeto de cobertura; e (viii) a demonstração da efetividade do hedge.

Resultados de 2017

44


Os contratos de “swap” são designados e efetivos como “hedge” de valor justo em relação à taxa de juros e/ou variação cambial, quando aplicável. Durante o exercício, o “hedge” foi altamente efetivo na exposição do valor justo às mudanças de taxas de juros e, como consequência, o valor contábil das dívidas designadas como hedge (R$36 em 2016), reconhecido no resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. Fair Value Option A Companhia optou pela designação formal de novas operações de dívidas contratadas no exercício de 2016, para as quais a Companhia possui instrumentos financeiros derivativos de proteção do tipo “swap” para troca de variação cambial e juros, como mensuradas ao valor justo. A opção pelo valor justo (“Fair Value Option”) tem o intuito de eliminar ou reduzir uma inconsistência de mensuração ou reconhecimento de determinados passivos, no qual de outra forma, surgiria. Assim, tanto os “swaps” quanto as respectivas dívidas passam a ser mensuradas ao valor justo e tal opção é irrevogável, bem como deve ser efetuada apenas no registro contábil inicial da operação. Em 31 de dezembro de 2017, tais dívidas e derivativos, assim como os demais ativos e passivos mensurados ao valor justo por meio do resultado tem quaisquer ganhos ou perdas resultantes de sua re-mensuração reconhecidos no resultado da Companhia. Durante o exercício, o valor contábil das dívidas designadas como “Fair Value Option” foi impactado em R$624 (R$951 em 2016) e reconhecido como resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. A Companhia não possui avaliação de risco de crédito ou instrumento derivativo contratado para esta exposição. Na avaliação da Companhia, a alteração do risco de crédito não tem impacto significativo. Incertezas Os valores foram estimados na data do balanço, baseados em informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa mais adequada do valor justo. Como consequência, as estimativas utilizadas e apresentadas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no mercado de troca corrente. Administração financeira de risco O Conselho de Administração tem responsabilidade geral pelo estabelecimento e supervisão do modelo de administração de risco da Companhia. Assim, fixou limites de atuação da Companhia com montantes e indicadores preestabelecidos na “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” (revista a cada 2 anos) e nos regimentos internos da diretoria da Companhia. A gestão de risco da Companhia visa identificar, analisar e monitorar riscos enfrentados, para estabelecer limites e mesmo checar a aderência aos mesmos. As políticas de gerenciamento de riscos e sistemas são revisadas regularmente, a fim de avaliar mudanças nas condições de mercado e nas atividades da Companhia. A Diretoria tem como prática reportar mensalmente a performance orçamentária e os fatores de riscos que envolvem a Companhia. A Companhia conta com serviços de empresa especializada e independente na gestão de risco de caixa e dívida, de modo que é procedido monitoramento diário sobre o comportamento dos principais indicadores macroeconômicos e seus impactos nos resultados, em especial nas operações de derivativos. Este trabalho permite definir estratégias de contratação e reposicionamento, visando menores riscos e melhor resultado financeiro. Gestão de risco de Capital O índice de endividamento no final do exercício é como segue:

2017 2016

Dívida (a) 125.188 61.509

Caixa e equivalentes de caixa (67.981) (18.708)

Dívida líquida 57.207 42.801

Resultados de 2017

45


Patrimônio líquido (b) 126.504 115.571

Índice de endividamento líquido 0,45 0,37

(a) A dívida é definida como empréstimos e financiamentos de curto e longo prazos (excluindo derivativos e contratos de garantia financeira), conforme detalhado na nota explicativa nº 14.

(b) O patrimônio líquido inclui todo o capital e as reservas da Companhia, gerenciados como capital.

a) Risco de liquidez

A administração, através do fluxo de caixa projetado, programa suas obrigações que geram passivos financeiros ao fluxo de seus recebimentos ou de fontes de financiamentos de forma a garantir o máximo possível a liquidez, para cumprir com suas obrigações, evitando inadimplências que prejudiquem o andamento das operações da Companhia. As maturidades contratuais dos principais passivos financeiros, incluindo pagamentos de juros estimados e excluindo o impacto de acordos de negociação de moedas pela posição líquida, são as seguintes:

Taxa média de

juros efetiva

ponderada

Até 6 meses

6 a 12 meses

1 a 3 anos

3 a 5 anos

Mais de 5 anos

Total

Fornecedores - 1.584 - - - 1.978 3.562

Empréstimos financiamentos e encargos de dívidas

9,01% 9.839 28.907 98.568 8.502 586 146.402

Instrumentos Financeiros Derivativos (1.005) (167) 1.144 - - (28)

Total 10.418 28.740 99.712 8.502 2.564 149.936

O risco de liquidez representa o risco da Companhia enfrentar dificuldades para cumprir suas obrigações relacionadas aos passivos financeiros. A Companhia monitora o risco de liquidez mantendo investimentos prontamente conversíveis para atender suas obrigações e compromissos, e também se antecipando para futuras necessidades de caixa. b) Risco de crédito A Administração avalia que os riscos de caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras e instrumentos financeiros derivativos são reduzidos, em função de não haver concentração e as operações serem realizadas com bancos de percepção de risco aderentes à “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro”. Constituído no primeiro trimestre de 2010, o Comitê de Auditoria do Conselho de Administração tem a função de supervisionar se a administração da Companhia vem seguindo as regras e princípios estabelecidos na política. O risco de crédito é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por vendas a uma base pulverizada de clientes e por prerrogativas legais para suspensão da prestação de serviços a clientes inadimplentes. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da CCEE, está sujeita a modificações, dependendo de decisões de processos judiciais ainda em andamento, movidos por algumas empresas do setor. Esses processos decorrem da interpretação de regras do mercado, vigentes entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, período do Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica.

Resultados de 2017

46


Exposição a riscos de crédito O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito. A exposição máxima do risco do crédito na data das demonstrações contábeis regulatórias foi:

Nota 2017 2016

Caixa e equivalente de caixa 3.1 67.981 18.708



Ativos financeiros setoriais 7 47.137 15.709

Instrumentos financeiros derivativos 24 1.144 645

c) Risco de mercado: taxa de juros e de câmbio Parte dos empréstimos e financiamentos em moeda nacional, apresentados na nota explicativa nº 14, é composta de financiamentos obtidos junto a diversos agentes de fomento nacional (Eletrobrás e BNDES) e outras instituições financeiras do mercado de capitais. A taxa de juros é definida por estes agentes, levando em conta os juros básicos, o prêmio de risco compatível com as empresas financiadas, suas garantias e o setor no qual estão inseridas. Na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, em face de seus negócios e às peculiaridades setoriais, esses são mensurados pelo “método do custo amortizado” com base em suas taxas contratuais. Os resultados da Companhia são suscetíveis a variações, em função dos efeitos da volatilidade da taxa de câmbio sobre as operações de vendas de opções vinculadas aos swaps dos passivos atrelados a moedas estrangeiras, principalmente ao dólar norte-americano. A taxa de câmbio do dólar norte-americano encerrou o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, com alta de 1,50% sobre 31 de dezembro de 2016, cotado a R$3,3080/USD. A volatilidade do dólar norte-americano em 31 de dezembro de 2017 era de 11,95%, enquanto em 31 de dezembro de 2016 era de 14,40%. Do montante das dívidas bancárias e de emissões da Companhia em 31 de dezembro de 2017, de R$125.321 (R$61.649 em 2016), R$41.321 (R$21.280 em e 2016) estão representados em dólares conforme nota explicativa nº 14. As operações que possuem proteção cambial e os respectivos instrumentos financeiros utilizados estão detalhadas abaixo. Os empréstimos em dólares têm custo de até variação cambial + 4,85% ao ano e possuem vencimentos de curto e longo prazo, sendo o ultimo vencimento em novembro de 2020. O balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apresenta R$1.144 (R$645 em 2016) no ativo não circulante, R$1.172 (R$2.034 em 2016) no passivo circulante, a título de marcação a mercado dos instrumentos financeiros derivativos atrelados ao câmbio e aos juros, originados da combinação de fatores usualmente adotados para precificação a mercado de instrumentos dessa natureza, como volatilidade, cupom cambial, taxa de juros e cotação do dólar. Não se tratam de valores materializados, pois refletem os valores da reversão dos derivativos na data de apuração, o que não corresponde ao objetivo de proteção das operações de “hedge” e não reflete a expectativa da Administração. À medida que os limitadores estabelecidos para as operações vigentes não forem ultrapassados, conforme abaixo descrito, deverá ocorrer a reversão dos lançamentos de marcação a mercado ora refletido nas demonstrações regulatórias. Por outro lado, uma maior deterioração da volatilidade, do cupom cambial e da cotação do dólar, poderá implicar no aumento dos valores ora contabilizados. A Companhia possui proteção contra variação cambial adversa de 100% dos financiamentos atrelados ao dólar, protegendo o valor principal e dos juros até o vencimento. As proteções acima estão divididas nos instrumentos descritos a seguir:

Resultados de 2017

47


Operação Notional (USD)

Custo Financeiro (% a.a.)

Vencimento Designação Ponta Ativa Ponta Passiva

Resolução 4131 - Itaú BBA 6.061 VC + 5,71% CDI + 3,35% 02/07/2018 Fair Value Option

Resolução 4131 - Citibank 6.135

VC + (Libor +

0,97%) x

117,65%

116,00% CDI 13/11/2020 Fair Value Option

A Companhia designa certos instrumentos de “hedge” relacionados a risco com variação cambial e taxa de juros

e taxa pré-fixada dos empréstimos como “hedge” de valor justo (“fair value hedge”), conforme demonstrado

abaixo:

Fair Value Option Valor de referência

Descrição Valor justo

2017 2016 2017 2016 Dívida designada para

40.000 20.000 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (41.321) (21.279) “Fair Value Option”

40.000 20.000

Posição Ativa Moeda Estrangeira - USD e LIBOR 41.321 21.279

Swap Cambial Posição Passiva (Derivativo) Taxa de Juros CDI (41.349) (22.668)

Posição Líquida Swap (28) (1.389)

Posição Líquida Dívida + Swap (41.349) (22.668)

O valor justo dos derivativos contratados pela Companhia em 2017 e 2016 foi apurado com base nas cotações de mercado para contratos com condições similares. Suas variações estão diretamente associadas às variações dos saldos das dívidas relacionadas na nota explicativa nº 14 e ao bom desempenho dos mecanismos de proteção utilizados, descritos acima. A Companhia não tem por objetivo liquidar esses contratos antes dos seus vencimentos, bem como possuem expectativa distinta quanto aos resultados apresentados como Valor Justo - conforme abaixo demonstrado. Para uma perfeita gestão, é procedido monitoramento diário, com o intuito de preservar menores riscos e melhores resultados financeiros. A Marcação a Mercado (MtM) das operações da Companhia foi calculada utilizando metodologia geralmente empregada e conhecida pelo mercado. A metodologia consiste basicamente em calcular o valor futuro das operações, utilizando as taxas acordadas em cada contrato, descontando a valor presente pelas taxas de mercado. No caso das opções, é utilizado para cálculo do MtM uma variante da fórmula de Black & Scholes, destinada ao cálculo do prêmio de opções sobre moeda. Os dados utilizados nesses cálculos foram obtidos de fontes consideradas confiáveis. As taxas de mercado, como a taxa Pré e o Cupom de Dólar, foram obtidas diretamente do site da BM&F (Taxas de Mercado para Swaps), essas taxas estão dispostas abaixo com periodicidade mensal e abrangem o período de 1º de outubro de 2013 até o vencimento de todas as operações de derivativos. A taxa de câmbio (Ptax) foi obtida do site do Banco Central. No caso das opções, as volatilidades implícitas de dólar também foram obtidas na BMF. Análise de Sensibilidade De acordo com a Instrução CVM 475/08 e a Deliberação nº 604/2009, a Companhia realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais os instrumentos financeiros estão expostos, conforme demonstrado:

(1) Variação cambial Considerando a manutenção da exposição cambial de 31 de dezembro de 2017, com a simulação dos efeitos nas demonstrações financeiras futuras, por tipo de instrumento financeiro e para três cenários distintos, seriam obtidos os seguintes resultados (ajustados a valor presente para a data base das demonstrações financeiras):

Resultados de 2017

48


Operação Exposição Risco

Cenário I Cenário II Cenário III

(Provável) (*) (Deterioração de

25%) (Deterioração de

50%)

Dívida Moeda Estrangeira – USD e LIBOR (40.000) (37.354) (47.023) (56.692)

Variação Dívida -

2.646 (7.023) (16.692)

Swap Cambial

Alta US$

Posição Ativa

Instrumentos Financeiros Derivativos – USD e LIBOR 41.321 38.675 48.344 58.013

Variação – USD e LIBOR - (2.646) 7.023 16.692

Posição Passiva

Instrumentos Financeiros Derivativos - Taxa de Juros CDI

(41.349) (41.349) (41.349) (41.349)

Variação - Taxa de Juros CDI - - - -

Subtotal (28)

(2.674) 6.995 16.664

Total Líquido (40.028) (40.028) (40.028) (40.028)

(*) O cenário provável é calculado a partir da expectativa do dólar futuro do último boletim Focus divulgado para a data de cálculo. Os cenários de deterioração de 25% e de deterioração de 50% são calculados a partir da curva do cenário provável. Nos cenários a curva de dólar é impactada, a curva de CDI é mantida constante e a curva de cupom cambial é recalculada. Isto é feito para que a paridade entre dólar spot, CDI, cupom cambial e dólar futuro seja sempre válida.

Os derivativos no “Cenário Provável”, calculados com base na análise líquida das operações acima apresentadas até o vencimento das mesmas, ajustadas a valor presente pela taxa prefixada brasileira em reais para 31 de dezembro de 2017, atingem seu objetivo, o que é refletido no valor presente negativo de R$ 40.028, que serve para mostrar a efetividade da mitigação das variações cambiais adversas das dívidas existentes. Neste sentido, quanto maior a deterioração do câmbio (variável de risco considerada), maiores serão os resultados positivos dos swaps. Por outro lado, com os cenários de deterioração do real frente ao dólar, de 25% e 50%, observaríamos períodos de ultrapassagem de alguns dos limitadores atualmente vigentes, levando a valor presente negativo de R$ 40.028 em ambos os casos. (2) Variação das taxas de juros Considerando que o cenário de exposição dos instrumentos financeiros indexados às taxas de juros de 31 de dezembro de 2017 seja mantido e que os respectivos indexadores anuais acumulados sejam (CDI = 9,94%, TJLP = 7,12 ao ano e FNE = 8% ao ano) e caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o resultado financeiro liquido seria impactado em:

Instrumentos Exposição (R$ mil) Risco Cenário I (Provável)

(1) Cenário II


Cenário III (Deterioração de

50%)

Instrumentos financeiros ativos:

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 75.953 Alta CDI 5.127 6.409 7.690 Instrumentos financeiros passivos:

Swap (41.349) Alta CDI (2.791) (3.489) (4.187)

Empréstimos, financiamentos e

debêntures

(45.059) Alta CDI (3.042) (3.803) (4.563) (19.526) Alta TJLP (1.367) (1.709) (2.051)

- Alta IPCA - - - (17.063) Alta SELIC (1.004) (1.255) (1.506)

Subtotal (2) (122.997)

(8.204) (10.256) (12.307)

Total -perdas (2) (47.044) - (3.077) (3.847) (4.617)

(*) Considera o CDI de 31 de dezembro de 2018 (6,75% ao ano), cotação das estimativas apresentadas pela recente Pesquisa do BACEN,

datada de 31 de dezembro de 2017, TJLP 7,0%, Selic 6,75% ao ano e recursos do FNE de 8% ao ano (operações contratadas junto ao Banco do Nordeste já refletindo o bônus de adimplemento).

Resultados de 2017

49


(**) Não inclui as operações pré-fixadas no valor de R$ 2.324. Gerenciamento de risco de liquidez O risco de liquidez representa o risco da Companhia enfrenar dificuldades para cumprir suas obrigações relacionadas aos passivos financeiros. A Companhia monitora o risco de liquidez mantendo investimentos prontamente conversíveis para atender suas obrigações e compromissos, e também se antecipando para futuras necessidades de caixa.

25 Benefícios pós emprego

a) Plano de suplementação de aposentadoria e pensões A Companhia é patrocinadora de dois planos de benefícios previdenciários aos seus empregados, um na modalidade de contribuição definida (CD) e outro na modalidade de benefício definido (BD), este último fechado para novas inscrições. O plano de benefícios CD, administrado pela EnergisaPrev-Fundação Energisa de Previdência, por ser de modalidade contribuição definida puro, tem seus benefícios de riscos totalmente terceirizados com seguradora, dessa forma não sujeito à avaliação atuarial no âmbito do CPC 33. Em 31 de dezembro de 2017 o plano possuía 1 participante ativo e nenhum assistido ou pensionista. O plano de benefícios BD é avaliado atuarialmente ao final de cada exercício, visando verificar se as taxas de contribuição estão sendo suficientes para a formação de reservas necessárias aos compromissos de pagamento atuais e futuros. Os saldos reconhecidos no resultado de 2017, que compreendem o custo do serviço corrente, juros, custo do serviço passado e o efeito de quaisquer acordos e liquidações, foram determinados pelo Método de Crédito Unitário Projetado. Já os saldos reconhecidos no balanço foram mensurados com base no valor presente dos desembolsos futuros menos o valor justo dos ativos do plano.

Plano Beneficiário

Contribuição anual % s/folha de pagamento Superávit atuarial

2017 2016 2017 2016 2017 2016

Plano BD 46 71 0,49% 0,87 1.140 1.694

Plano CD 144 - 1,55% - - -

O Superávit referente ao plano BD não foi registrado. As reservas técnicas para fins de atendimento às normas estabelecidas pela PREVIC – Subsecretaria de Previdência Complementar, são determinadas por atuário da própria BBPrevidência. A seguir está demonstrada a posição atuarial em 2017 e 2016, dos passivos relacionados ao plano BD de aposentadoria, de acordo com as regras estabelecidas pelo CPC 33. O Método da Unidade de Crédito Projetada foi utilizado para apuração da obrigação atuarial:

2017 2016

Valor presente das obrigações atuariais (8.973) (7.897)

Valor justo dos ativos do plano 10.113 9.591

Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos 1.140 1.694

Ativo líquido 1.140 1.694

Resultados de 2017

50


Demonstração das despesas para o exercício de 2018 e 2017, segundo critérios do CPC 33:

2018 2017

Custo do serviço corrente 170 170

Custo dos juros 818 918

Custo do serviço passado 106 202

Rendimento esperado do ativo do plano (924) (1.120)

Total despesa (receita) a ser reconhecida 170 170

Demonstração da movimentação do compromisso da patrocinadora líquido do exercício:

2017 2016

Ativo atuarial líquido no início do exercício 1.694 2.557

Receitas correntes 31 204

Efeito do limite do teto do ativo (756) -

Contribuições da Companhia 37 54

Outros resultados abrangentes 134 (1.121)

Ativo atuarial líquido do final do exercício 1.140 1.694

Em 2017 e 2016, a demonstração do valor justo dos ativos é apresentada como segue:

2017 2016

Valor justo dos ativos no início do exercício 9.591 8.128

Benefícios pagos (375) (399)

Contribuições de participantes vertidas no ano 35 56

Contribuições da patrocinadora vertidas no ano 37 54

Rendimento efetivo dos ativos 1.120 669

Ganhos (perdas) dos ativos (295) 1.083

Valor justo dos ativos 10.113 9.591

Em 2017 e 2016 a demonstração do valor presente das obrigações é demonstrada como segue:

2017 2016

Saldo no início do exercício 7.897 5.571

Benefícios pagos no ano (375) (399)

Contribuições de participantes 35 56

Juros sobre obrigação atuarial 918 731

Custo do serviço corrente (com juros) 170 147

Ganhos (perdas) nas obrigações atuariais 328 1.791

Saldo no final do exercício 8.973 7.897

Resultados de 2017

51


Hipóteses econômicas e demográficas aplicadas a todos os planos

Taxas ao ano Avaliação atuarial 2017 Avaliação atuarial 2016

Taxa de desconto atuarial 5,14% 6,10%

Taxa de rendimento esperada sobre os ativos 9,35% 11,94%

Taxa de crescimento salarial (*) 3,00% 3,00%

Taxa de inflação projetada 4,00% 5,50%

Tábua de mortalidade Geral BR-EMS 2015 por sexo AT 2000 Suav. 10% por sexo

Tábua de mortalidade de inválidos MI-85 por sexo MI-85 por sexo

Tábua de entrada em invalidez Light média Light média

(*) acima da inflação futura. A seguir apresentamos um resumo dos dados que foram utilizados para a avaliação atuarial do plano de benefícios BD oferecido pela Energisa BO aos seus empregados:

Descrição 2017 2016

Participantes Ativos

Número 46 49

Idade Média 46 45

Tempo de participação (anos) 20 19

Salário de Participação Médio R$2,87 R$3,21

Participantes Assistidos

Número 10 9

Idade Média 65 67

Benefício Médio Mensal R$3,37 R$3,45

Pensionistas

Número de Pensionistas 3 3

Benefício Médio por Grupo Familiar R$0,66 R$0,60

Uso de estimativas: os compromissos atuariais com os planos de suplementação de aposentadoria e pensões são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos correspondentes reconhecidos durante o período aquisitivo dos empregados. Os superávits com planos de benefícios a empregados não são contabilizados, devido as restrições na sua utilização. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente são utilizadas outras premissas atuariais, tais como hipóteses biométricas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefícios de pensão e aposentadoria são reconhecidos integralmente em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido. b) Plano de saúde A Companhia participa do custeio de planos de saúde a seus empregados, administrados por operadoras reguladas pela ANS. No caso de rescisão e ou aposentadoria, os empregados podem permanecer no plano desde que assumam a totalidade do custeio, não cabendo a Companhia, qualquer vínculo e ou obrigação pós emprego com esses empregados. No exercício de 2017, as despesas com esse benefício foram de R$1.076 (R$1.086 em 2016).

Resultados de 2017

52


26 Compromissos

A Companhia possui compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia, como segue:

Contrato de compra de energia – reais mil

Vigência 2018 2019 2020 2021 Após 2021

2018 a 2048 99.220 99.721 88.887 88.999 1.392.730

( * ) Não estão incluídos os valores referentes à Quota do Proinfa e Itaipu. Os valores relativos aos contratos de compra de energia, com vigência de 8 a 30 anos, representam o volume contratado pelo preço médio corrente findo do exercício de 2017 e foram homologados pela ANEEL.

27 Meio ambiente (*)

A Companhia trata os impactos sociais e ambientais de seus serviços e instalações, através de programas e práticas que evidenciam a sua preocupação e responsabilidade para com o meio ambiente, dentre as quais merecem destaque: 1. Redes isoladas: são usados cabos isolados nas redes onde a arborização poderia ser mais afetada pelo

contato com a baixa tensão energizada, e os vãos são dimensionados dentro do possível para preservar o equilíbrio ecológico. Da mesma forma, são usados cabos protegidos nas redes de média tensão que têm proximidades com arborização, de forma a evitar podas indesejáveis.

2. Redes e linhas: para as extensões de redes e linhas que passem em regiões de mata, ou outro tipo de área de

preservação permanente, a empresa faz o RAS – Relatório Ambiental Simplificado e apresenta as possíveis e eventuais medidas mitigadoras e/ou compensatórias a serem implementadas, à sua execução conforme previsto nas Normas Brasileiras de Distribuição, bem como as adotadas pela Companhia.

3. Nas construções das subestações, além dos Relatórios Ambientais Simplificados - RAS, como também a

elaboração de Estudo de Viabilidade Ambiental – EVA; Plano de Controle Ambiental – PCA; e Inspeções Ambientais.

4. Estímulo à educação ambiental, no intuído de aumentar a conscientização dos colaboradores e da

comunidade para realizar ou utilizarem os recursos naturais de forma racional e sustentável e otimizando a qualidade de vida dos colaboradores, fornecedores e da comunidade.

5. Operacionalização do Sistema de Gestão integrada de Saúde, Segurança e Meio Ambiente, que atende aos

requisitos estabelecidos pelas OHSAS 18.001 – Saúde e Segurança e ISO 14.001 – Meio Ambiente. Com esse sistema, a Companhia, pretende mitigar as condições de risco em suas atividades diárias de forma a prevenir acidentes e doenças do trabalho;

6. A realização sistemática e permanente de análises em amostras de óleo isolante, verificando-se a não

existência de indícios de ascarel e/ou de impurezas, de forma a eliminá-los dos equipamentos da empresa, ratificando, assim, o cumprimento dos requisitos legais.

7. Disposição e tratamento de resíduos: além de ter conhecimento da natureza e das quantidades de resíduos

gerados durante seu processo de produção, possui procedimentos para manuseio, transporte e destinação final de produtos. A Companhia tem consciência de sua responsabilidade ambiental, procedendo desta forma à regeneração de óleos isolantes utilizados em seus equipamentos, recuperação de óleo lubrificante industrial, garantindo a reutilização deste material e evitando a poluição do meio ambiente. A disponibilização de papa-lâmpada e papa-pilha, bateria e cartuchos, para os colaboradores depositarem os resíduos, com destinação de forma adequada através de empresa devidamente licenciadas.

8. Desenvolvimento de campanhas de redução de consumo de água e energia, educação com base nos 3R`s

(Reduzir, Reutilizar e Reciclar) e educação para o consumo consciente, através da distribuição de cartilhas e palestras nas escolas (Dia da Água, Semana do Meio Ambiente, dia da Árvore), e da divulgação interna (intranet, adesivos e cartazes fixados pela empresa e proteção de tela dos computadores).

Resultados de 2017

53


9. Contratação de fornecedores que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental. E informa aos parceiros e clientes sobre as boas práticas adotadas pela empresa na preservação e defesa do meio ambiente que visam em suma preservar a vida.

10. Atuação junto ao poder público municipal e estadual para incluir a compatibilidade com a arborização no

planejamento de obras e treinamento de procedimentos adequados para poda de árvores.

11. Atua junto ao poder público municipal para incluir a compatibilidade com a arborização no planejamento de obras e junto à Universidades e Órgãos do Meio Ambiente no apoio a treinamento de procedimentos adequados para poda de árvores.

12. Eficiência Energética, que contribuiu para a educação da população quanto ao uso racional, eficiente e

seguro da energia elétrica, a redução do consumo de energia elétrica, com a substituição de lâmpadas, doação de equipamentos eficientes com selo Procel e adequação das instalações elétricas internas, e em casos específicos, implantação do padrão de entrada em comunidades de baixo poder.

13. Programa de manutenção preventiva e corretiva, que tem importante papel na redução dos níveis de

poluição atmosférica.

14. Apoio a Cooperativa CONTRAMAERE, promovida pela UFCG- Universidade Federal de Campina Grande, que atua na região do planalto da Borborema, especificamente em Campina Grande. Com a missão de desenvolver pesquisas e reciclagem dos resíduos sólidos.

15. Na Operação das Subestações realizamos a elaboração de Laudo de Ruído de Fundo, como também Laudo de

Conformidade Eletromagnética e Laudo do Sistema de Para raios.

16. Projeto de Reforma Civil em Subestações que consiste na construção de bacia de contenção de óleo isolante e sistema separador de água óleo, com o objetivo de mitigar a área contaminada caso ocorra vazamento de óleo nos transformadores de grande porte.

17. Concepção de sistema de parede corta fogo adotado nos projetos de novas subestações, com o objetivo de

impedir a expansão do fogo em caso de ocorrência de incêndio envolvendo transformadores de força. No exercício de 2017, os montantes investidos nos projetos acima descritos totalizaram R$1.507 (R$974 em 2016), sendo R$1.079 (R$963 em 2016) alocados no ativo intangivel e R$428 (R$11 em 2016) em despesas operacionais. (*) informações fora do escopo dos auditores independentes.

28 Informações adicionais ao fluxo de caixa

Em 2017 e 2016, as movimentações patrimoniais que não afetaram o fluxo de caixa da Companhia, são como seguem:

2017 2016


Pagamento de Fornecedores a prazo 1.134 738


Aquisição de intangível em processo de pagamento 1.134 738


Capitalização de reservas 4.619 8.001

Resultados de 2017

54


29 Conciliação do Balanço Patrimonial Regulatório e Societário

Para fins estatutários, a Companhia seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração das demonstrações financeiras societárias, sendo que para fins regulatórios, a Companhia seguiu regulamentação regulatória, determinada pelo Órgão Regulador apresentada no Manual. 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.

ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Societário Ajustes Regulatório Societário Ajustes Regulatório

Ativo

Circulante

Caixa e equivalente de caixa

67.981 - 67.981 18.708 - 18.708 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos

vinculados 10.594 - 10.594 4.546 - 4.546

Consumidores e concessionárias

41.124 - 41.124 42.845 - 42.845 Estoques

565 - 565 740 - 740

Tributos a recuperar

9.245 - 9.245 8.865 - 8.865 Despesas pagas antecipadamente

542 - 542 562 - 562

Ativo financeiro setorial

42.877 - 42.877 14.417 - 14.417 Outros créditos 29.1 8.460 25 8.485 4.480 - 4.480

Total do circulante

181.388 25 181.413 95.163 - 95.163

Não circulante

Realizável a longo prazo

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos

vinculados 3.184 - 3.184 3.804 - 3.804

Consumidores e concessionárias

6.940 - 6.940 5.230 - 5.230 Tributos a recuperar

1.338 - 1.338 2.953 - 2.953

Créditos tributários 29.2 16.652 (2.773) 13.879 23.259 2.860 26.119 Depósitos e cauções vinculados

5.057 - 5.057 5.113 - 5.113

Instrumentos financeiros derivativos

1.144 - 1.144 645 - 645 Ativos financeiros setoriais

4.260 - 4.260 1.292 - 1.292

Contas a receber da concessão 29.3 55.615 (55.615) - 47.949 (47.949) -

94.190 (58.338) 35.802 90.245 (45.089) 45.156

Investimentos

81 - 81 81 - 81

Imobilizado 29.4 877 180.332 181.209 955 151.894 152.849 Intangível 29.4 76.025 (72.402) 3.623 74.744 (71.157) 3.587


171.173 49.542 220.715 166.025 35.648 201.673

Total do Ativo

352.561 49.567 402.128 261.188 35.648 296.836

Resultados de 2017

55



BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016


Nota

2017 2016


Passivo Circulante Fornecedores

23.140 - 23.140 20.092 - 20.092 Encargos de dívidas

1.584 - 1.584 760 - 760

Empréstimos e financiamentos

29.115 - 29.115 8.111 - 8.111 Tributos e contribuições sociais

8.801 - 8.801 8.333 - 8.333

Passivos financerios setoriais 38.068 - 38.068 20.909 - 20.909 Obrigações estimadas

869 - 869 1.051 - 1.051

Encargos setoriais 3.228 - 3.228 4.463 - 4.463 Taxa de iluminação publica arrecadada

2.295 - 2.295 2.185 - 2.185

Instrumentos financeiros derivativos 1.172 - 1.172 2.034 - 2.034 Outras contas a pagar

8.893 - 8.893 3.063 - 3.063

Total do circulante 117.165 - 117.165 71.001 - 71.001

Não circulante Fornecedores

403 - 403 403 - 403

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

94.489 - 94.489 52.638 - 52.638 Tributos e contribuições sociais

1.531 - 1.531 10.743 - 10.743

Passivos financerios setoriais 5.406 - 5.406 2.435 - 2.435 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 4.353 - 4.353 6.531 - 6.531 Encargos setoriais 2.583 - 2.583 1.773 - 1.773 Obrigações especiais vinculados a concessão 29.4 - 44.018 44.018 - 40.867 40.867

Outros 29.5 127 27 154 93 27 120

Total do não circulante 108.892 44.045 152.937 74.616 40.894 115.510

Patrimônio líquido Capital social 78.159 - 78.159 73.540 - 73.540

Reservas de capital 24.098 - 24.098 24.098 - 24.098 Ajuste de avaliação patrimonial 29.6 - 10.331 10.331 - (2.172) (2.172) Reservas de lucros 14.305 - 14.305 14.551 - 14.551 Dividendos adicionais propostos 9.942 - 9.942 3.382 - 3.382 Prejuízos acumulados 29.7 - (4.809) (4.809) - (3.074) (3.074)

126.504 5.522 132.026 115.571 (5.246) 110.325

Total do Passivo 352.561 49.567 402.128 261.188 35.648 296.836

Resultados de 2017

56



BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016


Nota

2017 2016


OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE

RECEITA OPERACIONAL BRUTA 399.950 (15.065) 384.885 367.607 (16.352) 351.255

Fornecimento de Energia Elétrica 317.851 - 317.851 332.781 - 332.781

Energia Elétrica de Curto Prazo 39.463 - 39.463 29.721 - 29.721

Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 11.119 - 11.119 2.289 - 2.289

-

-

Ativos e Passivos Regulatórios 13.820 - 13.820 (16.377) - (16.377)

Outras Receitas Vinculadas 29.8 17.697 (15.065) 2.632 19.193 (16.352) 2.841

DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL 146.921 - 146.921 142.898 - 142.898

TRIBUTOS

Federais 32.726 - 32.726 30.816 - 30.816

Estaduais e Municipais 78.496 - 78.496 80.986 - 80.986

ENCARGOS - Parcela "A"

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 1.190 - 1.190 1.042 - 1.042

Conta de Desenvolvimento Econômico - CDE 24.600 - 24.600 27.945 - 27.945

Programa de Eficiência Energética - PEE 1.190 - 1.190 1.041 - 1.041

Deduções Bandeiras Tarifárias 8.388 - 8.388 704 - 704

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

331 - 331 364 - 364

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 253.029 (15.065) 237.964 224.709 (16.352) 208.357

CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS - Parcela "A" 157.373 - 157.373 144.070 - 144.070

Energia Elétrica Comprada para Revenda 136.352 - 136.352 123.258 - 123.258

Energia Elétrica Comprada para Revenda - PROINFA 4.394

4.394 5.346

5.346

Encargos do Uso do Sistema de Transmissão/ Distribuição

16.627 - 16.627 15.466 - 15.466

RESULTADO ANTES DOS CUSTOS GERENCIÁVEIS 95.656 (15.065) 80.591 80.639 (16.352) 64.287

CUSTOS GERENCIÁVEIS - Parcela "B" 56.655 (8.894) 47.761 60.633 (13.032) 47.601

Pessoal e administradores e Entidade de privdência privada

20.506 - 20.506 17.447 - 17.447

Serviços de terceiros 13.517 - 13.517 15.678 - 15.678

Material 2.286 - 2.286 1.991 - 1.991

Gastos diversos 3.108 - 3.108 2.479 - 2.479

Provisões (1.430) - (1.430) (408) - (408)

Depreciação e amortização 29.9 4.755 3.053 7.808 7.193 1.237 8.430

Custo de Construção 29.8 12.531 (12.531) - 14.956 (14.956) -

Outras Receitas Operacionais 29.10 (461) 23 (438) (975) 42 (933)

Outras Despesas Operacionais 29.10 1.843 561 2.404 2.272 645 2.917

RESULTADO DA ATIVIDADE DA CONCESSÃO 39.001 (6.171) 32.830 20.006 (3.320) 16.686

RESULTADO FINANCEIRO

Receita Financeira 29.11 13.050 - 13.050 13.067 (70) 12.997

Despesa Financeira (13.807) - (13.807) (14.526) - (14.526)

RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS SOBRE OS LUCROS

38.244 (6.171) 32.073 18.547 (3.390) 15.157

Imposto de renda e Contribuição social corrente (898) - (898) (5.983) - (5.983)

Imposto de renda e Contribuição social diferido 29.12 (6.607) 2.061 (4.546) 4.371 1.141 5.512

RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 30.739 (4.110) 26.629 16.935 (2.249) 14.686

LUCRO POR AÇÃO ORIGINADO DAS OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE

104,94

57,81

A seguir são detalhadas a natureza dos ajustes apresentados entre a contabilidade societária e regulatória: 29.1 Outros créditos – ativo circulante No saldo de “Outros Créditos” inclui os saldos das Ordens de Desativações em Curso (ODD) cujo valor na

contabilidade regulatória incorpora montantes de reavaliação regulatória compulsória originadas quando da

desativação das Unidades de adição e retirada – UAR determinadas por motivos técnicos-operacionais e sinistro,

deduzidos dos valores recuperáveis.

Resultados de 2017

57


Quando do final do processo da ODD, em apurando perdas o valor é registrado na demonstração do resultado do

exercício em outras despesas operacionais – perdas na alienação e desativação de bens e direitos.

29.2 Créditos tributários e impostos diferidos Os ajustes efetuados no imposto de renda e contribuição social diferido refletem os efeitos dos impostos calculados à alíquota de 34%, incidentes sobre a Reavaliação regulatória compulsória, conforme descrito no item 30.4 a seguir, bem como a exclusão dos efeitos advindos da aplicação ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão (equivalente à IFRIC 12) e a orientação OCPC - 05 - Contratos de Concessão no Societário.

31.12.2017

31.12.2016

IRPJ + CSSL SOCIETÁRIO

AJUSTES IRPJ + CSSL

REGULATÓRIO

IRPJ + CSSL SOCIETÁRIO

AJUSTES IRPJ + CSSL

REGULATÓRIO Ativo

Créditos fiscais - ágio 13.308 - 13.308

14.267 - 14.267 Provisões para riscos cíveis, trabalhistas e fiscais 1.480 - 1.480

2.221 - 2.221

Provisão para crédito de liquidação duvidosa - PCLD 1.086 - 1.086

1.102 - 1.102 Outras provisões (PEE; P&D; honorários e outras) 2.563 - 2.563

2.802 - 2.802

Variações cambiais passivas - - -

- - - Marcação a mercado - derivativo 10 - 10

472 - 472

Ajustes a valor presente 546 - 546

911 - 911 Ativo financeiro setorial (CVA´s) - - -

2.596 - 2.596

Marcação a mercado da divida 111 - 111

323 - 323 Outras adições (exclusões) temporárias 53 45 98

225 81 306

IRPJ e CSSL sobre a parcela do VNR das contas a

receber da concessão e atualizações: (2.505) 2.505 -

(1.660) 1.660 -

IRPJ E CSLL sobre reavaliação regulatória obrigatória - (5.323) (5.323)

1.119 1.119

Totais - ativo não circulante

16.652 (2.773) 13.879

23.259 2.860 26.119

29.3 Contas a receber da concessão

A partir de 1º de janeiro de 2010, a Companhia adotou e utilizou para fins de classificação e mensuração das atividades de concessão à interpretação ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão (equivalente à IFRIC 12) e a orientação OCPC - 05 - Contratos de Concessão. As concessionárias de distribuição de energia elétrica no ambiente regulatório brasileiro adotam o modelo do ativo bifurcado. Com base nesse modelo, a parcela do capital investido com a infraestrutura operada pela Companhia na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica, que será amortizada baseada no padrão de consumo dos benefícios esperados durante o prazo da concessão é classificada como ativo intangível, e a parcela do capital investido na infraestrutura, não amortizada no período da concessão, a ser indenizada ao final da concessão é classificada como contas a receber de concessão. Considerando que para fins regulatórios deverá ser adotada a estrutura vigente no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, onde todos os investimentos realizados nas construções das redes de distribuição são registrados como ativo imobilizado e intangível, todos os efeitos decorrentes da aplicação da ICPC 01 (R1) foram eliminados nas demonstrações contábeis regulatórias. Adicionalmente, para fins regulatórios os ativos fixos e intangíveis foram reavaliados e a diferença entre os saldos residuais contábeis e os valores do laudo de avaliação da Base de remuneração regulatória (BRR) foi reconhecida na conta de “Ajuste de Avaliação Patrimonial”, no Patrimônio líquido.

29.4 Imobilizado e intangível

A diferença entre o Ativo Intangível e Imobilizado Societário e Regulatório é decorrente da aplicação da ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão (equivalente à IFRIC 12) e a orientação OCPC - 05 - Contratos de Concessão no Societário, conforme descrito no item 30.3 acima.

Reavaliação Regulatória Compulsória

Em atendimento à Resolução Normativa ANEEL n° 396 de 23 de fevereiro de 2010, Capítulo I a Companhia registrou a título de reavaliação regulatória compulsória, o montante decorrente da diferença entre o valor contábil e o Valor Novo de Reposição – VNR do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, ajustado pela respectiva depreciação acumulada, decorrente da reavaliação regulatória compulsória efetuada, nos termos da legislação regulatória, em decorrência da última Revisão Tarifária e dos ciclos seguintes, a débito e a crédito das contas

Resultados de 2017

58


contábeis do Ativo Imobilizado e Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais), respectivamente, de acordo com a natureza do saldo de cada conta, em contrapartida a “Ajuste de Avaliação Patrimonial” no Patrimônio Líquido. Depreciação acumulada Contempla os efeitos de depreciação e amortização ocasionadas pelas diferenças de praticas contábeis utilizadas nas demonstrações financeiras societárias e regulatórias. Segue abaixo a reconciliação do imobilizado e intangível:

Imobilizado e Intangível Saldo Societário

2017

Contas a receber da Concessão + Ajuste

Regulatório Reclassificação

Saldo Regulatório 2017

Imobilizado em Serviço

Custo 2.869 103.307 228.530 334.706

Depeciação (1.992) (69.395) (89.584) (160.971)

Em Curso - - 7.474 7.474

877 33.912 146.420 181.209

Intangível em Serviço

Custo 184.980 56.367 (228.530) 12.817

Amortização (97.603) (1.255) 89.584 (9.274)

Obrigações Especiais (16.454) 16.454 - -

Em curso -

Intangível 7.554 - (7.474) 80


76.025 74.018 (146.420) 3.623

Total 76.902 107.930 - 184.832

Imobilizado e Intangível Saldo Societário

2016

Contas a receber da Concessão + Ajuste

Regulatório Reclassificação

Saldo Regulatório 2016

Imobilizado em Serviço

Custo 2.765 59.543 219.022 281.329

Depeciação (1.810) (49.418) (83.597) (134.824)

Em Curso - - 6.344 6.344

955 10.125 141.769 152.849

Intangível em Serviço

Custo 180.214 49.472 (219.022) 10.664

Amortização (90.680) (1) 83.597 (7.084)


Em curso

Intangível 6.350 1 (6.344) 7


74.745 70.611 (141.769) 3.587

Total 75.700 80.736 - 156.436

Segue abaixo a reconciliação das Obrigações especiais vinculados a concessão:

Obrigações Especiais Saldo Societário 2017 Contas a receber da Concessão

+ Ajuste Regulatório Saldo Regulatório 2017

Em Serviço - 79.752 79.752

Amortização - (38.175) (38.175)

Em Curso - 2.441 2.441

Total - 44.018 44.018

Resultados de 2017

59


Obrigações Especiais Saldo Societário 2016 Contas a receber da Concessão

+ Ajuste Regulatório Saldo Regulatório 2016

Em Serviço - (78.626) (78.626)

Amortização - 38.866 38.866

Em Curso - (1.107) (1.107)

Total - (40.867) (40.867)

Resultados de 2017

60


29.5 Outras contas a pagar – passivo não circulante O montante de R$27 refere-se a recursos derivados da reserva de reversão e amortização, constituída até 31 de dezembro de 1971, e as parcelas das quotas mensais da Reserva Globral de Reversão, retidas e cujos recursos foram aplicados em investimentos destinados ao Serviço Público de Energia Elétrica, ou na amortização de empréstimos captados para a mesma finalidade, está contabilizado na conta 2219.8 (outros passivos não circulantes), foi incluído nas demonstrações financeiras societárias como obrigações especiais vinculadas à concessão, que ora esta sendo reclassificado. 29.6 Ajuste de avaliação patrimonial

Conforme Resolução ANEEL nº.396 de 23 de fevereiro de 2010, a Companhia possui registrada contabilmente, a título de reavaliação regulatória compulsória no Patrimônio Líquido no montante de R$10.331 (R$2.172 em 2016) decorrente da diferença entre o valor contábil e o Valor Novo de Reposição – VNR do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, ajustado pela respectiva depreciação acumulada e obrigações especiais, líquido dos efeitos tributários.

2017 2016

Ajuste de avaliação patrimonial

Reserva de reavaliação regulatória compulsória 15.654 (3.291)

(-) tributos incidentes – 34% (5.323) 1.119

Total 10.331 (2.172)

29.7 Prejuízos acumulados

2017 2016

Saldos em 2016 e 2015 (3.074) (2.097)


Proposta de destinação do lucro líquido

Reserva Legal - (847)

Incentivo Fiscal – ADENE (4.373) (4.619)

Dividendos (16.424) (8.086)

Dividendos adicionais propostos (9.942) (3.382)

Realização do ajuste patrimonial regulatório

Depreciação e Baixas 3.628 1.926

Efeito fiscal – 34% (1.233) (655)

Ajuste tributos s/reserva de reavaliação (20)

-Saldos em 2017 e 2016 (4.809) (3.074)

Resultados de 2017

61


29.8 Outras Receitas Vinculadas Receita e despesa de construção - em suas demonstrações contábeis societárias a Companhia contabiliza receitas e custos durante o período de construção da infraestrutura utilizada na prestação de serviço de distribuição de energia elétrica. A Companhia terceiriza suas obras e, neste contexto, a Administração entende que essa atividade gera uma margem reduzida não justificando gastos adicionais para mensuração e controle dos mesmos e, portanto, atribui para essa atividade margem zero. A receita e o custo de construção estão representados pelo montante de R$12.531 (R$14.956 em 2016). Remuneração do contas a receber da concessão - em suas demonstrações contábeis societárias no exercício findo em 31 de dezembro de 2017, a Companhia reconheceu a remuneração do contas a receber da concessão VNR no montante de R$2.534 e (R$1.396 em 2016) na receita operacional como valor justo do ativo indenizável da concessão. Para fins Regulatório as receitas e custos são revertidos em função de não haver definição de sua contabilização nas práticas contábeis regulatórias. 29.9 Despesas de depreciação e de amortização Contempla as diferenças de depreciação e amortização ocasionadas pelas diferenças de praticas contábeis utilizadas nas demonstrações financeiras societárias e regulatórias, vide item 30.4.

2017 2016

Despesa de Depreciação Societária 4.755 7.193

Despesa de Depreciação Regulatória 7.808 8.430

Diferença de práticas 3.053 1.237

29.10 Outras receitas e despesas operacionais Contempla as diferenças apuradas nas baixas dos ativos imobilizado e intangível ocasionadas pelas diferenças de praticas contábeis utilizadas nas demonstrações financeiras societárias e regulatórias. Para fins de demonstrações financeiras societárias não há previsão de resultado não operacional, sendo seus efeitos classificados em Outras despesas/receitas operacionais, no entanto para fins de Regulatório tal classificação continua prevista nas práticas contábeis regulatórias, vide item 30.4.

2017 2016

Baixas ocorridas no período Societário 1.382 1.297

Baixas ocorridas no período Regulatório 1.966 1.984

Diferença de práticas 584 687

Resultados de 2017

62


29.11 Receitas financeiras Em decorrência da reclassificação do valor justo do ativo financeiro indenizável da concessão, que deixou de compor o grupo de receitas financeiras e passou a ser reconhecido no grupo de receitas operacionais, os valores dos tributos Pis/Cofins antes registrados sobre a receita financeira foram estornados. 29.12 Despesa de imposto de renda e contribuição social As diferenças são decorrentes de práticas contábeis divergentes entre a contabilidade regulatória e societária e que resultam nos seguintes efeitos:

2017 2016

Efeitos decorrentes das divergências de práticas

Despesa de depreciação e amortização (3.053) (1.237)

Resultado na desativação de bens do intangível e imobilizado (584) (687)

Efeito decorrente de prática adotada exclusivamente na contabilidade societária

Contas a receber da concessão – remuneração VNR (2.534) (1.466)

Outras (107) -

Total dos efeitos entre as práticas contábeis (6.063) (3.390)

Contribuição social sobre o lucro 545 305

Imposto de renda 1.516 836

30 Eventos subsequentes

. Bandeiras tarifárias: A Aneel definiu a aplicação da Bandeira Verde para os meses de janeiro a abril de 2018, resultado de análises do cenário hidrológico do país. . Homologação reajuste tarifário: Em 30 de janeiro de 2018, a ANEEL através da Resolução Nº 2.367, Nota Técnica nº 17/2018-SGT/ANEEL, homologou o reajuste tarifário a vigorar a partir de 04 de fevereiro de 2018. O impacto tarifário médio percebido pelos consumidores foi um aumento médio de 18,21%.

Nível de Tensão Efeito Médio para o Consumidor da EBO

Baixa Tensão +16,83%

Alta e Média Tensão +21,54%

Efeito médio BT + AT +18,21%

. Empréstimos Liquidados Antecipadamente

Em 08 de Fevereiro de 2018 a Companhia efetuou a liquidação antecipada junto ao Itau Unibanco S/A e ao Banco Bradesco S/A dos financiamentos contratados junto ao BNDES Participações S.A – BNDESPAR que venceriam em Novembro de 2021 no valor de R$9.583.

Documents

Energisa Borborema – Distribuidora de Energia S/A ... · Presente nos municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no ... programa de