Energisa Sul Sudeste Distribuidora de Energia S/A Relatório da … · 2018-05-02 · Aquisição de Caminhões de LV e Trituradores para melhorar a eficiência na realização dos

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ENERGISA SUL-SUDESTE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A

Energisa Sul-Sudeste - Distribuidora de Energia S/A | Resultados de 2017

Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S/A

Relatório da Administração e Demonstrações Financeiras de 2017

Resultados de 2017

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Relatório da Administração

São Paulo, 14 de março de 2018 – A Administração da Energisa Sul-Sudeste - Distribuidora de Energia S/A (“Energisa Sul-Sudeste”, “ESS” ou “Companhia”) – nova denominação social da Caiuá Distribuição de Energia S/A -, apresenta os resultados do quarto trimestre (“4T17”) e de 2017 (“2017”).

1. Considerações gerais

A Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A (“ESS”) é a nova denominação social da Caiuá Distribuição de Energia S/A, que incorporou, em junho de 2017, as distribuidoras: Companhia Nacional de Energia Elétrica (“CNEE”), Empresa de Distribuição de Energia Elétrica Vale Paranapanema (“EDEVP”), Empresa Elétrica Bragantina S/A (“EEB”) e a Companhia Força e Luz do Oeste “CFLO”). Essa reorganização simplificou a estrutura societária e administrativa no Grupo Energisa, conferindo maior eficiência gerencial e organizacional à ESS, racionalizando operações, otimizando a sua administração e despesas, e permitindo consideráveis benefícios de ganhos de eficiência técnica, de escopo e de escala. A partir de 1º de julho de 2017 as distribuidoras passaram a ter um contrato de concessão único, com tarifas unificadas, de acordo com Resolução Autorizativa da Aneel nº 6.318/2017. A Energisa Sul-Sudeste (ESS) foi a vencedora do Prêmio IASC 2017, na região Sudeste. A premiação é resultado da pesquisa de opinião realizada junto aos consumidores da área de concessão de cada distribuidora. Essa é a primeira vez que a Energisa Sul-Sudeste participa do IASC, após o agrupamento das empresas. O prêmio simboliza o elevado nível de satisfação dos 767,7 mil clientes cativos com o serviço prestado pela Energisa Sul-Sudeste, em 82 municípios nos estados de São Paulo, Minas Gerais e Paraná, em uma área de cobertura de aproximadamente 30 mil km².

2. Investimentos

Com foco em projetos que visam ao aprimoramento da qualidade dos serviços prestados e satisfação dos seus clientes, a Energisa Sul-Sudeste investiu R$ 151,5 milhões em 2017, dos quais R$ 45,1 milhões no último trimestre do ano (4T17), o que representa aumento de 46,8% em relação aos valores realizados em 2016. Os investimentos em ativos elétricos (excluindo os recursos provenientes das Obrigações Especiais) somaram no ano R$ 86,1 milhões, 56,8% do total. Estes investimentos estão focados na expansão e reforço da rede elétrica, bem como na melhoria contínua da qualidade de energia fornecida. Os investimentos provenientes de Obrigações Especiais totalizaram R$ 35,5 milhões (23,4% do total), primordialmente atrelados ao programa de universalização (PLPT). Os investimentos realizados no quarto trimestre e em 2017 foram os seguintes:

Descrição Valores em R$ milhões 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Ativos Elétricos 33,2 30,1 + 10,3 86,1 77,9 + 10,5

Obrigações Especiais (*) 6,4 (17,2) - 35,5 12,7 + 179,5

Ativos Não Elétricos 5,5 2,2 + 150,0 29,9 12,6 + 137,3

Total dos Investimentos 45,1 15,1 + 198,7 151,5 103,2 + 46,8

(*) 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.

Focada na melhoria da qualidade dos serviços de fornecimento de energia elétrica à comunidade, no ano de 2017 realizou ampliações e melhorias em suas redes de distribuição, dentre as quais se destacam:

i. aquisição de 3 Transformadores de Força, para as subestações de Alexandria 40/11kV – 5 MVA, Cambuí II 138/34,5 KV 20/25/30 MVA e Iepê 40/11KV - 7,5/9,375MVA;

ii. Implantação de 1 bay 138 kV e 1 bay 69 kV, respectivamente, nas subestações Cambuí II e Nova Itapirema, proporcionando uma melhoria na proteção do sistema;

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iii. adequações de não conformidades apresentadas nas subestações de Extrema, P3, P4 e P5;

iv. retrofit da linha de distribuição 69 kV Flórida Paulista-Adamantina, com a substituição de cabo guarda e recondutoramento de alguns trechos;

v. reforma de 22km do Cabo Guarda da Linha de 88kV entre SE – P1 e Presidente Venceslau.

vi. adequação dos ramais de Osvaldo Cruz e Bastos II para conexão no segundo circuito das demais Instalações de Transmissão;

vii. instalação de religadores para banco de capacitores nas subestações de Presidente Venceslau, Tupã, JQM e Santa Terezinha;

viii. implantação de novo bay 15 kV na SE Vila Carli, conectando no novo alimentador Trevo;

ix. instalação de regulador de tensão a SE Água do Almoço, melhorando a qualidade do produto no atendimento a região;

x. adequação do sistema isolado 40 kV nas subestações de Tupã, Rancharia e Paraguaçu Paulista;

xi. construção da SE CAPIVARA - 138/40KV - 10/12,5 MVA e da LD 40KV CAPIVARA – IEPÊ;

xii. construção de nova subestação em Toledo-MG 34,5/13,8 KV - 3 MVA;

xiii. instalação de 2 chaves automatizadas sendo uma de 138 kV (na linha SE Bragança Paulista – CTEEP / SE Santa Terezinha) e uma de 69 kV (na linha SE Lucélia / SE Osvaldo Cruz), para agilizar a recomposição do sistema nas situações de contingência;

xiv. substituições de equipamentos obsoletos (Disjuntor, TC e TP) nas subestações de Assis III, Cândido Mota, Ibirarema, Palmital II, Paraguaçu Paulista;

xv. automação de 8 subestações na Regional Centro;

xvi. instalação de 60 religadores de linha (51 da classe 15kV e 9 da classe 34,5kV);

xvii. recondutoramento de 57km de rede convencional por compacta;

xviii. automatização de 5 chaves 40 KV no sistema Assis I – Tarumã (Regional Centro);

xix. construção de 13km de rede média tensão para interligação entre alimentadores.

xx. os projetos e ações para combate a perdas estão pautadas principalmente em inspeções nos clientes GA e GB além da substituição de medidores obsoletos por equipamentos mais modernos e a recontagem de iluminação pública. Todas estas ações combinadas resultaram em 2017 em uma recuperação de cerca de 3.900 MWh.

xxi. migração dos Sistemas para melhoria da execução dos processos e acompanhamentos dos serviços, estando com o mesmo sistema utilizado em todas as empresas do Grupo Energisa; e

xxii. implantação de Rede FiberMesh na Regional Leste, a fim de possibilitar uma melhor comunicação e operação dos religadores de linha.

Aquisição de Caminhões de LV e Trituradores para melhorar a eficiência na realização dos serviços de manutenção. O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais ativos operacionais da Companhia no ano:

Descrição do ativo 2017 2016 Acréscimo

Subestações – nº 93 90 + 3

Capacidade instalada nas subestações – MVA 2.335 2.183 + 152

Linhas de transmissão – km 421 415 + 6

Redes de distribuição (próprias) – km (*) 32.205 31.280 + 925

Transformadores instalados nas redes de distribuição – nº 47.462 46.366 + 1.096

Capacidade instalada nas redes de distribuição (próprias) – MVA 1.638 1.540 + 98

Obs.: Os valores em 2016 refletem o somatório das empresas individuais (incorporadora e incorporadas). Vide item 1.

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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 1.736,6 615,8 + 182,0

Receita Operacional Bruta, sem receita de construção 1.630,0 589,4 + 176,6

Receita Operacional Líquida 1.129,5 372,9 + 202,9

Receita Operacional Líquida, sem receita de construção 1.022,9 346,5 + 195,2

Resultado antes das Receitas e Despesas Financeiras (EBIT) 110,2 7,2 + 1.430,6

EBITDA, com venda de ativos 141,9 24,1 + 488,8

EBITDA Ajustado, com venda de ativos 155,0 30,5 + 408,2

Resultado financeiro (5,7) (14,5) - 60,7

Lucro Líquido 67,9 0,7 + 9.600,0

Indicadores Financeiros - R$ milhões

Ativo Total 1.724,5 547,3 + 215,1

Caixa/Equivalentes de Caixa/Aplicações Financeiras 206,3 88,7 + 132,6

Patrimônio Líquido 579,3 188,0 + 208,1

Endividamento Líquido 251,8 88,8 + 183,6

Indicadores Operacionais

Número de Consumidores Cativos (mil) 767,6 756,1 + 1,5

Vendas de energia a consumidores cativos (GWh) 3.263,6 3.361,0 - 2,9

Vendas de energia a consumidores cativos + livres (TUSD) - GWh 4.092,6 3.952,6 + 3,5

Indicador Relativo

EBITDA Ajustado/Receita Líquida (%) 13,7 8,2 + 5,5 p.p

Endividamento líquido/EBITDA Ajustado (vezes) 1,6 2,9 - 44,8

Obs.: Os resultados de 2016 refletem apenas o desempenho individual da Energisa Sul-Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A). E os de 2017, englobam os resultados da Energisa Sul Sudeste, com os das empresas incorporadas a partir de 30 de junho de 2017.

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3.2 Receita operacional bruta e líquida

Em 2017, a Energisa Sul-Sudeste apresentou receita operacional bruta, sem a receita de construção que é atribuída margem zero, de R$ 1.630,0 milhões, ante R$ 589,4 milhões registrados em 2016, aumento de 176,6% (R$ 1.040,6 milhões). Já a receita operacional líquida, também deduzida da receita de construção, cresceu 195,2% (R$ 215,1 milhões) no ano, para R$ 1.022,9 milhões. A seguir, as receitas operacionais por classe de consumo:

Receita operacional por classe de consumo

Descrição (R$ milhões)

Exercício

2017 2016 Var. %

(+) Receita de energia elétrica (mercado cativo) 1.291,0 579,9 + 122,6

Residencial 595,7 269,3 + 121,2

Industrial 148,8 59,5 + 150,1

Comercial 314,1 154,8 + 102,9

Rural 78,2 22,3 + 250,7

Outras classes 154,2 74,0 + 108,2

(+) Suprimento de energia elétrica 115,8 23,1 + 401,3

(+) Fornecimento não faturado líquido 3,2 (2,3) -

(+) Disponibilidade do sistema elétrico 90,3 9,4 + 860,6

(+) Receitas de construção 106,6 26,4 + 303,8

(+) Constituição e amortização - CVA 52,8 (46,2) -

(+) Subvenções vinculadas aos serviços concedidos 67,0 19,8 + 238,4

(+) Ativo financeiro indenizável da concessão 0,7 0,3 + 133,3

(+) Outras receitas 9,2 5,4 + 72,2

(=) Receita bruta 1.736,6 615,8 + 182,0

(-) Impostos sobre vendas 422,5 164,0 + 157,6

(-) Deduções bandeiras tarifárias 25,9 (0,2) -

(-) Encargos setoriais 158,7 79,1 + 100,8

(=) Receita líquida 1.129,5 372,9 + 202,9

(-) Receitas de construção 106,6 26,4 + 303,8

(=) Receita líquida, sem receitas de construção 1.022,9 346,5 + 195,2

Dentre os fatores que impactaram as receitas se destacam: i) acréscimo de 1,5% no número de consumidores e o aumento de 3,5% do consumo no mercado cativo e livre (aumento de 5,3% no 4T17), conforme mencionadas no item 4.4 deste relatório; ii) constituição de receita no valor de R$ 52,8 milhões em 2017, em decorrência de reconhecimento de ativos e passivos financeiros regulatórios, contra amortização de despesas de ativos e passivos regulatórios no montante de R$ 46,2 milhões em 2016. Importante destacar que as receitas registradas em 2016 refletem unicamente o desempenho individual da Energisa Sul Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A), enquanto que em 2017 as receitas decorrem do desempenho da Energisa Sul Sudeste e das distribuidoras incorporadas em 30 de junho de 2017. 3.3 Ambiente regulatório 3.3.1 Revisão tarifária Em 25 de abril de 2017, através da Resolução Autorizativa nº 6.318, a Agência Nacional de Energia Elétrica (“Aneel”) aprovou o grupamento das áreas de concessão da CFLO, CNEE, EDEVP, EEB e ESS em uma única concessão. Esse processo de grupamento das concessões foi concluído em 30 de junho de 2017.

Em 11 de julho de 2017, portanto, após o encerramento do 2T17, a Aneel aprovou o primeiro índice de reajuste tarifário da Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A, com vigência a partir de 12 de julho de 2017, que passará a ter uma tarifa única.

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Dado que as distribuidoras anteriormente possuíam tarifas distintas, o efeito médio percebido pelos consumidores da nova concessão agrupada neste primeiro ano foi diferenciado, conforme tabela a seguir:

Efeito Médio para o Consumidor (%)

Descrição Caiuá EEB EDEVP CNEE CFLO

Alta Tensão 6,35% -9,19% 0,70% 7,85% 13,01%

Baixa Tensão 0,64% -11,0% -2,37% 4,77% -7,54%

Efeito Médio Total 2,13% -10,32% -1,46% 5,52% -0,60%

O processo de Reajuste Tarifário Anual consiste no repasse aos consumidores dos custos não gerenciáveis a concessão (Parcela A - compra de energia, encargos setoriais e encargos de transmissão) e na atualização dos custos gerenciáveis (Parcela B - distribuição) pela variação do IPCA subtraída do Fator X, que repassa aos consumidores os ganhos de produtividade anuais da concessionária. A variação nos custos da Parcela A da ESS foi de 6,60%, impactada pelos custos com transmissão. O preço médio de repasse dos contratos de compra de energia (“PMix”) foi definido em R$ 167,39 / MWh. A Parcela B da ESS foi homologada em R$ 361,7 milhões, aumento de 0,64%. 3.3.2 Recursos da Conta de Desenvolvimento Energético A Aneel também homologou recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), repassados a Companhia pelas Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobrás, referentes a subsídios tarifários concedidos aos consumidores de baixa renda e usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica no montante de R$ 97,4 milhões em 2017 (R$ 85,7 milhões em 2016). O valor foi registrado pela Companhia como receita operacional. 3.4 Despesas operacionais A composição dos custos e despesas operacionais pode ser assim demonstrada, cabendo ressaltar que os custos e despesas operacionais em 2016 refletem apenas a Energisa Sul Sudeste individualmente:

Composição das despesas operacionais Valores em R$ milhões

Exercício

2017 2016 Var. %

1 Custos e Despesas não controláveis 724,8 252,4 + 187,2

1.1 Energia comprada 640,7 214,5 + 198,7

1.2 Transporte de potência elétrica 84,1 37,9 + 121,9

2 Custos e Despesas controláveis 158,7 69,5 + 128,3

2.1 PMSO 157,7 69,7 + 126,3

2.1.1 Pessoal 65,0 31,5 + 106,3

2.1.2 Fundo de pensão 6,7 - -

2.1.3 Material 8,9 4,8 + 85,4

2.1.4 Serviços de terceiros 69,1 26,6 + 159,8

2.1.5 Outras 8,0 6,8 + 17,6

Multas e compensações 2,9 3,9 - 25,6

Contingências (liquidação de ações cíveis) 1,7 2,5 - 32,0

Outros 3,4 0,4 + 750,0

2.2 Provisões/Reversões 1,0 (0,2) -

2.2.1 Contingências 0,2 (1,0) -

2.2.2 Devedores duvidosos 0,8 0,8 -

3 Demais receitas/despesas 29,2 17,4 + 67,8

3.1 Depreciação e amortização 31,7 16,8 + 88,7

3.2 Outras receitas/despesas (2,5) 0,6 -

Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, s/ construção) 912,7 339,3 + 169,0

Custo de construção (*) 106,6 26,4 + 303,8

Total Custos e Despesas Operacionais (1+2+3, c/ construção) 1.019,3 365,7 + 178,7

(*) 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.

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3.5 Lucro líquido e geração de caixa Em 2017, a Energisa Sul-Sudeste apresentou um lucro líquido de R$ 67,9 milhões, contra R$ 0,7 milhão, crescimento de 9.600,0%. A evolução do lucro líquido e da geração de caixa da Companhia no exercício de 2017 decorre, principalmente, da incorporação já mencionada das distribuidoras.

Composição da Geração de Caixa Valores em R$ milhões

Exercício

2017 2016 Var. %

(=) Lucro Líquido 67,9 0,7 + 9.600,0

(-) Contribuição social e imposto de renda (36,6) 7,9 -

(-) Resultado financeiro (5,7) (14,5) - 60,7

(-) Depreciação e amortização (31,7) (16,8) + 88,7

(=) Geração de caixa (EBITDA) 141,9 24,1 + 488,8

(+) Receita de acréscimos moratórios 13,1 6,4 + 104,7

(=) Geração ajustada de caixa (EBITDA Ajustado) 155,0 30,5 + 408,2

Margem do EBITDA Ajustado (%) 13,7 8,2 + 5,5 p.p

4. Desempenho operacional

A Energisa Sul-Sudeste mantém o foco na qualidade da energia fornecida e na excelência no atendimento aos consumidores, visando apresentar, de forma consistente, melhorias nos seus índices operacionais. 4.1 Perdas de energia O combate ao furto e à fraude tem sido foco constante das ações gerenciais da ESS, que busca trabalhar para aperfeiçoar ainda mais a fiscalização das ligações em suas unidades consumidoras e aumentar a produtividade das equipes. As perdas de energia elétrica da Companhia situaram em 283,4 GWh, ou seja, 6,32% da energia injetada em 2017, contra 292,7 GWh ou 6,74% da energia injetada em 2016. O comportamento das perdas de energia da ESS foi o seguinte:

Últimos 12 meses

Perdas Técnicas (%) Perdas Não Técnicas (%) Perdas Totais (%) (1)

Aneel Dez/16 Set/17 Dez/17 Dez/16 Set/17 Dez/17 Dez/16 Set/17 Dez/17

6,25 6,46 6,53 0,49 0,28 (0,20) 6,74 6,73 6,32 6,73

Nota: Para cálculo dos percentuais apresentados acima, foram considerados os valores de energia não faturada.

Últimos 12 meses

Perdas Técnicas (GWh) Perdas Não-Técnicas (GWh) Perdas Totais (GWh)

set/16 jun/17 set/17 set/16 jun/17 set/17 set/16 jun/17 set/17 Var.(%)(2)

271,5 287,4 292,6 21,2 12,2 -9,2 292,7 299,6 283,4 - 5,4

(1) Em 30 de junho de 2017, a Caiuá - Distribuição de Energia S/A incorporou as distribuidoras: Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A, Empresa Elétrica Bragantina S/A, Companhia Nacional de Energia Elétrica e Companhia Força e Luz do Oeste. Para fins de acompanhamento gerencial, os valores mencionados no quadro acima se referem a ponderação das perdas das cinco distribuidoras pelos respectivos mercados. (2) Variação dezembro de 2017/dezembro de 2016.

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O gráfico, a seguir, apresenta as perdas totais de energia elétrica da ESS nos últimos três anos:

4.2 Gestão da Inadimplência 4.2.1 Taxa de Inadimplência A relação percentual entre a soma da provisão para créditos de liquidação duvidosa com incobráveis e o fornecimento faturado da Companhia em 2017 foi de 0,01%, contra 0,06% em 2016.

4.2.2 Taxa de Arrecadação A taxa de arrecadação, representada pela arrecadação em 2017 sobre o faturamento bruto ficou em 99,04%, contra 99,03% em 2016. 4.2.3 Indicadores de qualidade dos serviços – DEC e FEC (últimos 12 meses) A prioridade dada aos investimentos em qualidade tem permitido alcançar melhorias consistentes nos indicadores de fornecimento de energia pela Companhia, expressos por frequência e duração das interrupções de energia (FEC e DEC). O indicador FEC apresentou queda de 23,9%, passando de 6,54 vezes, em 2016, para 4,97 vezes em 2017, e o DEC mostrou queda de 16,6%, passando de 7,91 horas, para 6,60 horas em 2017, encontrando-se dentro dos limites estabelecidos pela Aneel. Os gráficos, a seguir, apresentam os indicadores de qualidade de energia elétrica (DEC/FEC) da ESS (proforma, somatório das distribuidoras: incorporadora e incorporadas) nos últimos cinco anos:

Indicador DEC

Resultados de 2017

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Indicador FEC

4.3 Mercado de energia

A composição do mercado de energia em 2017 foi a seguinte:

Descrição Valores em GWh

Trimestres Exercício

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

2013 2013 Var. % Residencial 360,9 340,5 + 6,0 1.383,5 1.339,4 + 3,3

Industrial 293,7 273,3 + 7,5 1.145,5 1.099,6 + 4,2

Cativo 90,3 111,2 - 18,8 383,3 537,0 - 28,6

Livre 203,4 162,1 + 25,5 762,2 562,5 + 35,5

Comercial 206,9 199,3 + 3,8 793,9 766,7 + 3,5

Cativo 187,6 187,1 +0,3 727,4 737,6 - 1,4

Livre 19,3 12,2 + 58,2 66,5 29,1 + 128,5

Rural 75,2 73,5 + 2,3 295,1 280,5 + 5,2

Outras Classes 121,0 118,2 + 2,4 474,6 466,5 + 1,7

Cativo 120,7 118,2 + 2,1 474,3 466,5 + 1,7

Livre 0,3 - - 0,3 - -

1 Vendas de energia no mercado cativo 834,7 830,5 + 0,5 3.263,6 3.361,0 - 2,9

2 Energia associada aos consumidores livres (TUSD) 223,0 174,3 + 27,9 829,0 591,6 + 40,1

3 Mercado cativo + TUSD (1+2) 1.057,7 1.004,8 + 5,3 4.092,6 3.952,6 + 3,5

4 Fornecimento Não faturado 18,1 22,6 - 19,9 2,3 (0,6) -

5 Mercado cativo + TUSD + fornecimento não faturado (3+4) 1.075,7 1.027,4 + 4,7 4.094,9 3.952,0 + 3,6

Obs.: Resultados refletem o somatório das distribuidoras: incorporadora e incorporadas.

Em 2017, a Companhia registrou 767.611 unidades consumidoras cativas, quantidade 1,5% superior à registrada no de 2016. Já o número de consumidores livres totalizou 130 no fim de 2017.

Resultados de 2017

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5. Estrutura de capital

Em 31 de dezembro de 2017, o saldo consolidado de caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras da Companhia totalizou R$ 214,9 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 incluem empréstimos, financiamentos, arrendamentos, encargos financeiros, parcelamento de impostos, fundo de pensão, créditos setoriais e instrumentos financeiros derivativos líquidos, passou de R$ 88,8 milhões em 31 de dezembro de 2016 para R$ 251,8 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 1,6 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 94,1 118,7

Empréstimos, financiamentos e arrendamentos 68,5 134,6

Debêntures 2,6 -

Encargos de dívidas 2,2 0,5

Parcelamento de impostos e benefícios a empregados 11,8 4,0

Instrumentos financeiros derivativos líquidos 9,0 (20,4)

Não Circulante 372,6 48,6

Empréstimos, financiamentos e arrendamentos 109,5 25,6

Debêntures 197,8 -

Parcelamento de impostos e benefícios a empregados 74,1 23,0

Instrumentos financeiros derivativos líquidos (8,8) -

Total das dívidas 466,7 167,3

(-) Disponibilidades financeiras 206,3 88,7

Total das dívidas líquidas 260,4 78,6

(-) Créditos CDE (subvenção tarifária e baixa renda) 25,4 4,0

(-) Créditos CVA (16,8) (14,2)

Total das dívidas líquidas deduzidas de créditos setoriais 251,8 88,8

Indicador Relativo

Divida líquida / EBITDA Ajustado 1,6 2,9

Obs.: Em 31/12/2017, valores refletem apenas a Energisa Sul-Sudeste

6. Gestão de pessoas

Na busca por aprimorar a gestão de pessoas e ampliar as premissas de uma administração ágil e flexível, a Energisa Sul-Sudeste investe em recursos humanos para promover a melhoria constante na qualidade dos serviços prestados aos clientes. A empresa foi criada em abril de 2017, com autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para unificar as operações de cinco concessões nos estados de São Paulo e do Paraná: Caiuá, Bragantina, Vale Paranapanema, Nacional e Força e Luz do Oeste. Assim, a Energisa Sul-Sudeste encerrou 2017 com 1.115 colaboradores próprios e 597 terceirizados (não considerando os empregados das empresas prestadoras de serviços ligadas à construção).

Alinhadas aos valores e à missão da empresa, as ações da distribuidora buscam impulsionar o desempenho e construir competências estratégicas que possibilitem oportunidades de desenvolvimento de carreira para os colaboradores. Posicionando-se como prestadora de serviços de qualidade, oferece apoio estratégico para que seus profissionais possam crescer alinhados aos objetivos e às metas da empresa. Dessa forma, eles ficam preparados para os desafios do mercado e movimentos estratégicos do Grupo Energisa.

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.

Resultados de 2017

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No ano, a Energisa Sul-Sudeste destinou R$ 452 mil a atividades de treinamento e educação A capacitação é feita por meio de cursos presenciais, leitura e visitas técnicas, assim como por meio de videoconferência e Ensino a Distância (EAD), visando otimizar tempo e custos com deslocamento.

A empresa continuou dando ênfase ao desenvolvimento de seus gestores por meio da Academia de Líderes. A iniciativa é baseada na construção de trilhas de desenvolvimento segmentada por negócio e de acordo com cada estágio de maturidade da liderança, tendo por objetivo ser o principal veículo de disseminação e alinhamento da cultura, valores, competências da liderança e objetivos estratégicos. Dessa forma, cria uma comunidade de líderes, preparados para o crescimento e a sustentação no negócio.

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 Energisa Sul-Sudeste mantém ainda um programa de seleção de trainees que permite desenvolver uma nova geração de líderes.

Saúde e segurança

Em reconhecimento aos resultados em saúde e segurança, a Energisa Sul-Sudeste recebeu a medalha Eloy Chaves. Concedida pela Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), é uma das premiações mais importantes em saúde e segurança do trabalho no Brasil. A premiação reflete o Plano de Segurança do Trabalho, que busca 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.

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

Como parte da premissa de gerar valor para todos os públicos, a Energisa Sul-Sudeste desenvolve e apoia projetos nas comunidades para a promoção de educação, cultura, esporte, geração de renda, empreendedorismo, meio ambiente e desenvolvimento econômico e social. Há também ênfase em programa de eficiência energética, com foco em educação para o consumo consciente de energia.

Eficiência energética

A empresa investiu R$ 11,6 milhões em 2017 em projetos de eficiência energética, que beneficiaram 2.199 unidades consumidoras e permitiram economizar 2.222,3 MWh/ano, energia suficiente para abastecer aproximadamente 1 mil 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 atua na análise técnica e cultural dos projetos patrocinados. Em 2017, a entidade completou 30 anos de atividades.

Festival de Arte Serrinha – Realizado todos os anos durante três semanas no mês de julho, em Bragança Paulista (SP), o festival propõe um momento de celebração e de imersão artística na natureza a partir de oficinas, vivências, residências, shows, performances, palestras, teatro, cinema e exposições de arte. A 16ª edição teve como tema “De quem é essa terra” e recebeu aproximadamente 5 mil pessoas.

Resultados de 2017

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Festival Viva São Gonçalo – O evento voltado para a viola caipira possui uma etapa competitiva, uma segunda direcionada para os novos talentos e outra com shows de grandes nomes do gênero. Em 2017, o festival foi realizado em Presidente Prudente (SP), como parte das comemorações do centenário do município, e reuniu grande público.

Entrando em Cena - Realizado em Bragança Paulista (SP), o projeto engloba atividades de arte-educação nas linguagens de teatro, circo, danças brasileiras e dança aérea, culminando anualmente com a montagem de um grande espetáculo com os 150 jovens participantes. Prevê ainda o apoio a cinco grupos artísticos oriundos do projeto e a realização de um Festival de Artes Cênicas com uma série de espetáculos gratuitos abertos para toda a comunidade.

Projetos educacionais

Biblioteca Energisa e Balcão de Livros – Espaços localizados em diversas unidades do Grupo, dão acesso e incentivam a leitura como ferramenta para o desenvolvimento intelectual. As bibliotecas somam um acervo com 6,1 mil obras literárias.

Educação para a segurança no uso da energia elétrica - Ações como o Projeto Nossa Energia na Escola e o Programa Zé da Luz na Escola destacam os cuidados para evitar acidentes no contato com redes elétricas. Há também campanhas anuais dirigidas para os clientes das áreas de concessão.

Projetos especiais

Doações: por meio do Fundo da Infância e Adolescência (FIA), do Programa Nacional de Apoio à Atenção da Saúde da Pessoa com Deficiência (Pronas/PCD) e do Programa Nacional de Apoio à Atenção Oncológica (Pronon), a Companhia também destina recursos a entidades assistenciais e filantrópicas. São contemplados Apaes, projetos de responsabilidade das Secretarias Municipais de Assistência Social, casas de acolhimento e projetos para atenção e assistência oncológica.

Iniciativas ambientais

A Energisa Sul-Sudeste adota diversas iniciativas para reduzir o impacto das operações sobre o meio ambiente, como por exemplo:

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

Instalação de redes isoladas (baixa-tensão) e protegidas (média-tensão), com menor impacto na arborização, reduzindo necessidades de poda, e com melhora na qualidade da energia distribuída.

Campanhas internas 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.

Revisões preventivas em todos os veículos da frota, visando diminuir o impacto da emissão de poluentes, bem como reduzir o número de intervenções corretivas e aumentar o tempo de disponibilidade dos veículos.

Substituição das lâmpadas fluorescentes das instalações prediais da ESS por lâmpadas LED, que são mais eficientes e consomem menos energia. Também, são mantidas as campanhas de educação ambiental para o consumo consciente de energia.

Gestão da poda, com treinamentos, orientações técnicas e inspeções de poda com as equipes que executam essa atividade nos municípios de concessão da ESS. Estas ações têm o intuito de promover a educação ambiental com foco em preservar a vegetação, para possibilitar uma convivência harmoniosa entre a vegetação e a rede elétrica. Participaram dessas ações, em 2017, 330 colaboradores e terceirizados.

Disposição e tratamento de resíduo, com controle na durante o processo e contratação de empresas licenciadas para garantir o correto manuseio, transporte e destinação final. Esse processo permite direcionar para reciclagem material metálico proveniente de cabos elétricos, chaves, transformadores, medidores de energia elétrica (relógio), dentre outros.

Comemoração do Dia da Água (22/03), quando em todas as regionais da ESS, os colaboradores receberam uma garrafinha de água para se conscientizarem da importância da água e minimizassem o consumo de copos descartáveis nas unidades. Além disso, foram feitas campanhas de educação ambiental para redução do consumo de água e desperdício durante o ano de 2017.

Semana da Sustentabilidade, em comemoração ao Dia mundial do Meio Ambiente, com divulgação externa e interna.

Contratação de fornecedores que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental.

Resultados de 2017

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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

A remuneração total da Ernst & Young Auditores Independentes pelos serviços prestados para a Energisa Sul-Sudeste em 2017 foi de R$ 632 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

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Demonstrações financeiras

1. Balanço Patrimonial Ativo


BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017

(Em milhares de reais)

Nota 2017 2016

Ativo

Circulante

Caixa e equivalente de caixa 5 11.317 33.430

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 5 195.029 55.273

Consumidores e concessionárias 6 255.951 67.436

Títulos de créditos a receber 7 4.824 628

Estoques 4.313 978

Tributos a recuperar 9 80.200 12.873

Ativos financeiros setoriais 10 99.212 25.717

Serviços em curso - 5.193

Instrumentos financeiros derivativos 29 - 20.459

Outros créditos 11 64.337 7.513

Total do circulante 715.183 229.500

Não circulante

Realizável a longo prazo

Consumidores e concessionárias 6 22.358 555


Créditos tributários 13 114.854 93.541

Cauções e depósitos vinculados 21 35.697 10.334

Contas a receber da concessão 14 38.984 12.572


Instrumentos financeiros derivativos 29 8.771 -


358.789 131.732

Investimentos 450 -

Imobilizado 15 4.814 -

Intangível 15 645.217 186.064

Total do não circulante 1.009.270 317.796

Total do ativo 1.724.453 547.296

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Resultados de 2017

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2. Balanço Patrimonial Passivo

ENERGISA SUL-SUDESTE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A BALANÇO PATRIMONIAL

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

Nota 2017 2016

Passivo

Circulante

Fornecedores 16 185.623 37.412

Encargos de dívidas 17 2.188 526

Empréstimos e financiamentos 17 68.494 134.625

Debêntures 18 2.638 -

Impostos e contribuições sociais 19 69.906 17.435

Obrigações estimadas 7.037 2.670

Dividendos e Juros sobre capital próprio 16.227 -

Encargos do consumidor a recolher 13.363 10.652

Contribuição de iluminação pública 5.642 1.953

Encargos setoriais 20 57.540 19.504

Passivos financeiros setoriais 10 124.198 31.985


Benefícios pós-emprego 30 1.872 93

Outras contas a pagar 31.598 12.866


Não circulante


Debêntures 18 197.759 -

Impostos e contribuições sociais 19 94.585 35.777



Débitos com partes relacionadas 12 - 1

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 21 15.216 3.910

Benefícios pós-emprego 30 12.380 481


Total do não circulante 549.863 89.559

Patrimônio líquido

Capital social 22.1 534.717 335.857

Prejuízos acumulados - (147.341)

Reservas de lucros 3.171 -

Dividendos adicionais propostos 45.190 -

Outros resultados abrangentes 22.4 (3.798) (500)

Total do patrimônio líquido 579.280 188.016

Total do passivo e patrimônio líquido 1.724.453 547.296

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

Resultados de 2017

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3. Demonstrações de Resultados


DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017

(Em milhares de reais, exceto o lucro (prejuízo) por ação)

Nota 2017 2016

Receita operacional líquida 23 1.129.507 372.919

Custo do serviço prestados a terceiros 24 (942.048) (339.400)

Lucro bruto 187.459 33.519

Despesas gerais e administrativas 24 (79.729) (25.648)

Outras receitas 25 6.071 12

Outras despesas 25 (3.627) (639)

Resultado antes das receitas (despesas) financeiras e impostos 110.174 7.244

Receita financeira 26 73.261 18.580

Despesas financeiras 26 (78.972) (33.055)

Despesas financeiras líquidas (5.711) (14.475)

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 104.463 (7.231)

Imposto de renda e contribuição social corrente 13 (55.843) (15.955)

Imposto de renda e contribuição social diferido 13 19.263 23.902

Lucro líquido do exercício 67.883 716

Lucro líquido básico e diluído ação ordinária - R$ 27 0,944 0,002

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 4. Demonstração do Resultado Abrangente


DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE



Nota 2017 2016

Lucro líquido do exercício

67.883 716

Itens que não serão reclassificados para a demonstração do resultado


Total de outros resultados abrangentes do exercício, liquido de impostos

64.585 289

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Resultados de 2017

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5. Demonstrações dos Fluxos de Caixa


DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA



Nota 2017 2016

Atividades operacionais


Imposto de renda e contribuição social diferido 13 36.580 (7.947)

Despesas com juros, variações monetárias e cambiais - liquidas 10.987 (10.742)

Ativo financeiro indenizável da concessão 14 (739) (314)

Amortização e depreciação 24 31.745 16.788

Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 24 761 802

Provisão para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 24 151 (1.038)

Marcação a mercado de dívidas 26 (2.868) 3.049

Marcação a mercado de derivativos 26 (3.249) (4.201)

Instrumentos financeiros derivativos 26 10.179 36.427

Perda na alienação de bens do intangível 25 221 435

Variações nas contas do ativo circulante e não circulante

(Aumento) diminuição de consumidores e concessionárias (59.155) 11.165

(Aumento) diminuição de títulos de créditos a receber (3.124) 1.206

(Aumento) de estoques (857) (214)

(Aumento) de tributos a recuperar (398) (3.521)

(Aumento) de cauções e depósitos vinculados (3.639) (1.306)

(Aumento) diminuição de ativos regulatórios 10 (131.262) 71.767

(Aumento) de outros créditos (70.483) (24.269)

Variações nas contas do passivo circulante e não circulante

Aumento (diminuição) de fornecedores 28.605 (5.226)

Aumento (diminuição) de impostos e contribuições sociais 19.587 (1.948)

Imposto de renda e contribuição social pagos (47.064) (16.291)

(Diminuição) de obrigações Estimadas (4.909) (101)

Aumento (diminuição) de passivos regulatórios 10 81.950 (23.693)

Aumento (diminuição) de outras contas a pagar 74.950 (8.885)

Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 35.852 32.659

Atividades de investimentos

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 45.201 (47.566)

Aplicações no intangível/Imobilizado 15 (110.409) (26.463)

Alienação de bens do imobilizado e intangível 15 20.546 1.163

Caixa líquido consumido nas atividades de investimentos (44.662) (72.866)

Atividades de financiamento

Novos empréstimos e financiamentos 17 241.713 1.403

Pagamentos de empréstimos - principal 17 (223.579) (1.659)

Pagamentos de empréstimos - juros 17 (17.312) (7.915)

Aumento de capital com subscrição de ações 22.1 - 30.000

Pagamentos de parcelamento de parcelamento de impostos 19.1 (12.408) (6.033)

Liquidação de instrumentos financeiros derivativos (7.733) 9.242

Partes relacionadas - 27

Caixa, equivalente de caixa adquirido no agrupamento das concessões 6.016 -

Caixa líquido (consumido) gerado nas atividades de financiamento (13.303) 25.065

Variação líquida do caixa (22.113) (15.142)

Caixa mais equivalentes de caixa iniciais 5 33.430 48.572

Caixa mais equivalentes de caixa finais 5 11.317 33.430


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

Resultados de 2017

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6. Demonstração do Valor Adicionado – DVA


DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO - DVA



Nota 2017 2016

Geração do valor adicionado:

Receitas 1.742.182 615.409

Receitas de vendas de energia elétrica e serviços 23 1.630.015 589.347

Outras receitas 25 6.071 12

Receitas relativas a construção de ativos próprios 23 e 26 106.857 26.852

Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 24 (761) (802)

(-) Insumos adquiridos de terceiros

Custo da energia elétrica vendida (798.999) (278.750)

Materiais e serviços de terceiros (79.344) (32.556)

Outros custos operacionais (116.396) (31.335)

(994.739) (342.641)

Valor adicionado bruto 747.443 272.768

Depreciação 24 (31.744) (17.515)

Valor adicionado líquido 715.699 255.253

Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras 26 77.209 19.100

Valor adicionado total a distribuir 792.908 274.353

Distribuição do valor adicionado:

Pessoal 65.204 27.025

Remuneração direta 48.168 17.383

Benefícios 13.778 7.451

FGTS 3.258 2.191

Impostos, taxas e contribuições 578.821 212.327

Federais 116.554 23.363

Estaduais 277.583 109.798

Municipais 135 109

Obrigações Intra-setoriais 184.549 79.057

Remuneração de capitais de terceiros 81.000 34.285

Juros 79.246 33.403

Aluguéis 1.754 882

Remuneração de capitais próprios 67.883 716

Reserva legal 3.171 -

Dividendos 15.063 -

Dividendos adicionais propostos 45.190 -

Absorção de prejuízos acumulados 22.3 4.459 716

792.908 274.353


Resultados de 2017

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7. Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido


DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017


Nota Capital social

Reserva de lucros Dividendos

adicional proposto

Lucros (Prejuízos) acumulados

Outros resultados

abrangentes

Recursos destinados a

futuro aumento de capital Total

Legal

Saldos em 01 janeiro de 2015 283.267 - - (148.057) (73) 22.590 157.727

Aumento de capital 22.1 22.590 - - - - (22.590) -

Aumento de capital 22.1 30.000 - - - - - 30.000

Outros resultados abrangentes, líquidos de tributos 22.4 - - - - (427) - (427)


- - - 716 - - 716

Saldos em 31 dezembro de 2015

335.857 - - (147.341) (500) - 188.016

Aumento de capital conf. AGE de incorporação de 30 de junho de 2017 22.1 341.742 - - - - - 341.742

Redução de capital conf. AGE de 20 de setembro de 2017 22.1 (142.882) - - 142.882 - - -


- - - 67.883 - - 67.883

Proposta de destinação do lucro líquido do exercício:

Reserva legal 22.2 - 3.171 - (3.171) - - -

Dividendos 22.3 - - - (15.063) - - (15.063)

Dividendos adicionais propostos 22.3 - - 45.190 (45.190) - - -

Outros resultados abrangentes, líquidos de tributos 22.4 - -

- (3.298) - (3.298)

Saldos em 31 dezembro de 2016

534.717 3.171 45.190 - (3.798) - 579.280


Resultados de 2017

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Energisa Sul-Sudeste - Distribuidora de Energia S/A

8. Balanço Social

1 - Base de Cálculo

Receita líquida (RL)

Resultado operacional (RO)

Folha de pagamento bruta (FPB)

2 - Indicadores Sociais Internos Valor % sobre FPB % sobre RL Valor % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 8.412 16,80% 0,74% 3.851 12,65% 1,03%

Encargos sociais compulsórios 14.185 28,33% 1,26% 5.721 18,79% 1,53%

Previdência privada 1.199 2,39% 0,11% 889 2,92% 0,24%

Saúde 6.648 13,28% 0,59% 2.432 7,99% 0,65%

Segurança e saúde no trabalho 1.136 2,27% 0,10% 422 1,39% 0,11%

Educação 294 0,59% 0,03% - 0,00% 0,00%

Cultura - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

Capacitação e desenvolvimento profissional 389 0,78% 0,03% 124 0,41% 0,03%

Creches ou auxílio-creche 291 0,58% 0,03% 46 0,15% 0,01%

Participação nos lucros ou resultados 8.315 16,60% 0,74% 1.675 5,50% 0,45%

Outros 1.425 2,85% 0,13% 67 0,22% 0,02%

Total - Indicadores sociais internos 42.294 84,47% 3,76% 15.227 50,00% 4,08%

3 - Indicadores Sociais Externos Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Educação 161 0,01% 0,01% - 0,00% 0,00%

Cultura 536 0,05% 0,05% - 0,00% 0,00%

Saúde e saneamento - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

Esporte 60 0,01% 0,01% - 0,00% 0,00%

Combate à fome e segurança alimentar - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

Outros 172 0,02% 0,02% - 0,00% 0,00%

Total das contribuições para a sociedade 929 0,09% 0,09% - 0,00% 0,00%

Tributos (excluídos encargos sociais) 380.087 363,85% 33,65% 156.610 -2165,81% 42,00%

Total - Indicadores sociais externos 381.016 363,94% 33,74% 156.610 -2165,81% 42,00%

4 - Indicadores Ambientais Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/ operação da empresa 10.554 10,10% 0,93% - 0,00% 0,00%

Investimentos em programas e/ou projetos externos - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

Total dos investimentos em meio ambiente 10.554 10,10% 0,93% - 0,00% 0,00%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos,

o consumo em geral na produção/ operação e aumentar a eficácia na

utilização de recursos naturais, a empresa

5 - Indicadores do Corpo Funcional

Nº de empregados(as) ao f inal do período

Nº de admissões durante o período

Nº 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 exercício da cidadania

empresarial

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa

Número total de acidentes de trabalho

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram

definidos por:

( ) direção (x ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

( ) direção (x ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

Os pradrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho

foram definidos por:

( ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

(x ) todos(as) +

Cipa

( ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

(x ) todos(as) +

Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à

representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa:

( ) não se

envolve

( x ) segue as

normas da OIT

( ) incentiva e

segue a OIT

( ) não se envolve ( x ) segue as

normas da OIT

( ) incentiva e

segue a OIT

A previdência privada contempla:

( ) direção ( ) direção e

gerências

(x ) todos(as)

empregados(as)


gerências

(x ) todos(as)

empregados(as)

A participação dos lucros ou resultados contempla:


gerências

(x ) todos(as)

empregados(as)


gerências

(x ) todos(as)

empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de

responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa:

( ) não são

considerados

( ) são

sugeridos

( x ) são exigidos ( ) não são

considerados

( ) são

sugeridos

( x ) são exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de trabalho

voluntário, a empresa:

( ) não se

envolve

( x ) apóia ( ) organiza e

incentiva

( ) não se envolve ( x ) apóia ( ) organiza e

incentiva

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as):

na empresa

187.572

no Procon

312

na Justiça

1075

na empresa

78.193

no Procon

328

na Justiça

834

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:

na empresa

99,67%

no Procon

100%

na Justiça

57,21%

na empresa

99%

no Procon

100%

na Justiça

60,43%

Valor adicionado total a distribuir (em mil R$): Em 2017: Em 2016:

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

7 - Outras Informações

7) Investimentos sociais

7.1 - 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 Desenvolvimento

Total dos investimentos sociais (7.1 a 7.3)

ENERGISA SUL SUDESTE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A (anteriormente denominada Caiuá - Distribuição de Energia S.A.)

BALANÇO SOCIAL ANUAL - 2017


2017 2016

1.129.507 372.919

104.463 -

50.076 30.453

( ) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75%

( ) cumpre de 0 a 50% (x) cumpre de 76 a 100%

( x ) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75% (

) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100%

1.064 355

121 67

2017 2016

194 95

42 20

201 102

148 64

0,00% 16,00%

157 25

11,11% 4,00%

23 13

2017 Metas 2018

85,69 85,69

7 9

792.908 274.353

73% governo 8% colaboradores(as)

8% acionistas 10% terceiros 1% retido

77 % governo 10% co laboradores(as)

0% acionistas 12% terceiros 1% retido

2017 2016

- -

- -

- -

- 47.826

- 47.826

14.097 1.503

15.374 692

29.471 50.021

Resultados de 2017

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Notas Explicativas

Energisa Sul Sudeste - Distribuição de Energia S.A. (anteriormente denominada Caiuá - Distribuição 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 ao contrário)

1 Contexto operacional

A Energisa Sul Sudeste – Distribuição de Energia S.A. (nova denominação social da Caiuá - Distribuição de Energia S.A.) “Companhia” ou “ESS” é uma sociedade por ações de capital fechado, com sede na cidade de Presidente Prudente-SP, controlada pela Rede Energia Participações S.A.(nova denominação da Rede Energia S.A.) “REDE”, é uma concessionária distribuidora de energia elétrica, que atua em 82 municípios, sendo 71 municípios no Estado de São Paulo , 10 municípios no Estado de Minas Gerais e 1 município no Estado do Paraná atendendo a 767.741 consumidores (informações fora do escopo dos auditores independentes) em uma área de concessão de 30.082 km² Agrupamento de áreas de concessão

As áreas de concessão previstas nos Contratos de Concessão para Prestação de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nºs. 12/1999, 13/1999, 14/1999, 16/1999 e 22/1999, titularizados respectivamente, pela Empresa Elétrica Bragantina S.A. - EEB, pela Caiuá Distribuição de Energia S.A. - Caiuá, pela Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. - EDEVP, pela Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE e pela Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO foram agrupadas a partir de 01 de julho de 2017, em uma única empresa, conforme Resolução Autorizativa da ANEEL nº 6.318 de 25 de abril de 2017.

Para tanto em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de junho de 2017 foi aprovada a incorporação pela Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S/A das empresas CNEE, EDEVP, EEB e CFLO, de forma que a nova área de concessão será explorada, através do Sexto Aditivo do contrato de concessão 13/1999 pela ESS.

Tal operação tinha por finalidade, em atendimento à regulamentação vigente, obter sinergia nos processos para melhorar, ainda mais, os serviços prestados aos consumidores por meio da integração dos sistemas utilizados e está inserida em um projeto de simplificação da estrutura societária do Grupo Energisa, devendo resultar em redução de custos de natureza operacional, administrativa e financeira e conferirá maior eficiência gerencial e organizacional do Grupo Energisa.

Após a unificação, a ESS atenderá 767 mil clientes em uma área de cobertura de pouco mais de 30 mil km², que envolve 82 municípios nos estados de São Paulo, Minas Gerais e Paraná. Para tanto, a nova Concessionária permanecerá com 1,4 mil colaboradores.

Por fim, para a concretização da operação, o patrimônio líquido das empresas EDEVP, EEB, CNEE, e CFLO foram avaliados na data base de 31 de maio de 2017, com base no valor contábil, pelos montantes de R$141.800, R$101.434, R$80.782 e R$17.726, respectivamente, conforme Laudo de Avaliação Contábil para Fins de Incorporação, emitidos por peritos avaliadores.

Resultados de 2017

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O acervo líquido contábil avaliado está apresentado como segue:

EDEVP EEB CNEE CFLO Total

Caixa, equivalente de caixa e aplicações financeiras 52.315 46.561 53.296 21.326 173.498 Consumidores e concessionárias 63.993 49.495 24.756 13.681 151.925 Tributos a recuperar 15.127 40.529 11.387 12.541 79.584 Créditos tributários 21827 11502 6020 5478 44.827 Ativos financeiros setoriais 4.861 5.216 12.197 5.559 27.833 Cauções e depósitos vinculados 13.570 4.229 2.939 127 20.865 Contas a receber da concessão 5.256 8.394 5.895 1.548 21.093 Outros ativos 25.756 18.046 13.878 8.749 66.429 Intangível 119.526 158.967 98.370 26.368 403.231 Fornecedores 27.872 38.581 33.450 10.240 110.143 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívida 36.192 81.839 42.522 40.053 200.606 Tributos e contribuições sociais 47.226 40.502 27.072 6.175 120.975 Passivos financeiros setoriais 28.350 31.623 15.315 2.821 78.109 Instrumentos financeiros derivativos - 18.503 - 6.403 24.906 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 5.251 3.245 1.998 499 10.993 Encargos setoriais 16.934 15.930 10.912 4.761 48.537 Dividendos - 431 416 317 1.164 Outras contas a pagar 18.606 10.851 16.271 6.382 52.110

Acervo líquido 141.800 101.434 80.782 17.726 341.742

Os saldos de valores a receber e a pagar entre as empresas foram eliminados no processo de incorporação. Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica A Companhia teve seu contrato de concessão vencido em 07 de julho de 2015 para o qual foi assinado em 17 de dezembro de 2015 o quinto termo aditivo ao contrato de concessão com vencimento em 07 de julho de 2045. O aditivo foi formalizado de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e Energia de 09 de dezembro de 2015, na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805 de 14 e setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461 de 02 de junho de 2015. O novo aditivo exigiu da Companhia atendimento aos seguintes critérios: I - eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; II - eficiência com relação à gestão econômico-financeira; III - racionalidade operacional e econômica; e IV - modicidade tarifária. O alcance dos referidos indicadores será monitorado pelos Órgãos Reguladores, podendo haver penalidades na eventualidade de não atingimentos dos mesmos. Com o novo aditivo que prorrogou o prazo de concessão até 2045, o direito de imobilização a receber registrado pela companhia como ativo financeiro até a assinatura do referido aditivo, foi transferido para o ativo intangível, para ser amortizado ao longo da vida útil remanescente dos bens, ao novo prazo de concessão. Para data base 31 de dezembro de 2017, a Companhia atingiu seus indicadores. 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 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 providenciando que aqueles que, por razões de ordem técnica, sejam essenciais à garantia e confiabilidade do sistema elétrico, estejam sempre adequadamente garantidos por seguros sendo vedado à

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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 nas 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. 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 nº 8, 10, 14, 15 e 23, 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 pela Diretoria 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 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 a estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e nos exercícios futuros afetados. As

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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.

3 Adoção dos padrões internacionais de contabilidade

3.1 Novas normas que ainda não estavam em vigor no encerramento do exercício Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas, mas ainda não adotadas pela Companhia:

Normas Descrição Aplicação obrigatória: períodos anuais com início em ou após

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

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recuperável em seus ativos financeiros, principalmente na conta clientes, consumidores e concessionárias. Esta 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 circunstâncias que indicassem que a adoção do IFRS 15/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,

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penalidades ou outros itens similares, são classificados pela norma como contraprestação variável. As 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. Para empresas submetidas aos novos aditivos dos contratos de concessão esse fator redutor é realizado anualmente, a cada reajuste tarifário, e para empresas submetidas aos antigos contratos de concessão, esse fator redutor é aplicado a cada processo de revisão tarifária (em intervalos de 4 ou 5 anos). 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

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avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo em suas demonstrações financeiras. (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.

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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 Brasil.

3.2 Resumo das principais práticas contábeis As políticas contábeis detalhadas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas 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 utilizadas 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 justo dos instrumentos financeiros estão apresentados na nota explicativa nº 29. Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e equivalente de caixa; aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, ativos financeiros setoriais, instrumentos financeiros derivativos e contas a receber da concessão. Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: fornecedores, encargos de dívidas, empréstimos e financiamentos, passivos financeiros setoriais e instrumentos financeiros derivativos. 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 29 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

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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 financeiras;

d. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituída em bases consideradas suficientes para fazer face a perdas prováveis 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 início 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 está atualizado, 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 Internacional 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 10;

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 caixa 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. Em dezembro de 2015 por ter sido concluído o processo de renovação da concessão, por mais 30 anos a contar de 07 de julho de 2015, a ESS, (atual denominação da Caiuá) e as empresas CNEE, EDEVP, EEB e CFLO que foram incorporadas pela ESS, efetuaram novos cálculos do ativo financeiro, transferindo para o intangível o saldo correspondente aos bens vinculados a concessão que serão amortizados com base no prazo de vida útil do bem a que está vinculado. A atualização do ativo financeiro indenizável da concessão é classificada 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.

h. Investimento - estão contabilizados ao custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas, quando aplicável;

i. Imobilizado – item imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzido de

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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 15).

j. Intangível – contrato de concessão: representa a infraestrutura operada pela Companhia na prestação do serviço público 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;

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

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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. 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 existem 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 circunstâncias indicarem perda por desvalorização do valor contábil. . Avaliação do valor em uso: as principais premissas usadas na estimativa do valor em uso são:

(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 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;

l. Empréstimos, financiamentos e debêntures- 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;

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Os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira que possuem operações de swap foram reconhecidos pelo valor justo através do resultado do exercício.

m. 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 29.

n. Imposto de renda e contribuição social - a despesa e receita com imposto de renda e contribuição social compreendem os impostos de renda corrente e diferido. 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, acrescido do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240. 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;

o. 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 provisionadas por valores julgados suficientes pelos administradores e assessores jurídicos para fazer face aos desfechos desfavoráveis;

p. Ajuste a valor presente - determinados títulos de créditos 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;

q. 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 sua efetiva aprovação;

r. 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 utilizado 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;

s. Benefícios pós-emprego - plano de suplementação de aposentadoria e pensão - a obrigação líquida da

Companhia quanto aos planos de benefícios previdenciários nas modalidades benefício definido e contribuição definida é calculada para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no exercício atual e em exercícios 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 ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou ainda, na

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redução das 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. Abrangentes Companhia patrocina, plano de assistência médica e hospitalar aos colaboradores que efetuam contribuição fixa para o plano, em atendimento a Lei 9./656/98 (que dispõe sobre os planos e seguros privados de assistência à saúde). Conforme previsão dos artigos 30 e 31 da Lei, será garantido o direito enquanto empregado ativo. Os ganhos e perdas atuariais são contabilizados diretamente em outros resultados abrangentes

t. 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; e

u. 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 período 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 82 municípios dos Estados de São Paulo, Minas Gerais e Paraná, e sua demonstração de resultado reflete essa atividade.

5 Caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados.

5.1 Caixa e equivalentes de caixa (avaliados ao valor justo por meio do resultado)

A carteira de aplicações financeiras é constituída, principalmente, por Certificados de Depósito Bancário (CDBs) e Operações Compromissadas. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 79,42% do CDI (100,10% do CDI em 2016).

2017 2016

Caixa e depósitos bancários à vista 170 1.716

Aplicações financeiras de liquidez imediata: 11.147 31.714

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 49 23.662

Compromissada 11.098 8.052

Total de Caixa e equivalentes de caixa 11.317 33.430

5.2 Aplicação no mercado aberto e recursos vinculados (avaliados 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, CDBs, entre outros. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 107,51% do CDI (111,18% do CDI em 2016).

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Descrição 2017 2016

Avaliadas ao valor justo por meio do resultado 195.029 55.273 Certificado de Depósito Bancário (CDB) 852 155 Compromissadas 4 - Fundo de Investimento (1) 87.425 5.715 Fundos de Investimentos Exclusivos (2) 106.748 49.403 Certificado de Depósito Bancário (CDB) 1.443 2.954 Cédula de Crédito Bancário (CCB) 536 470 Debêntures 15.455 9.244 Compromissadas 1.469 587 Títulos Públicos 3.336 982 Fundo de Crédito - 1.771 Fundo de Renda Fixa 22.180 12.177 Letra Financeira do Tesouro (LFT) 12.047 3.712 Letra Financeira (LF) 50.007 17.359 Nota Promissória 275 147

Total de aplicações no mercado aberto e recursos vinculados - circulante (3) 195.029 55.273

(1) Fundo de Investimentos - São classificados como Renda Fixa e Multimercado e são remunerados de 99,35% até 152,67% do CDI e média ponderada 111,93% do CDI.

(2) Fundo de investimentos exclusivos, inclui aplicações em CDB, CCB, Debêntures, Compromissadas, Fundos de Renda Fixa, Fundos de

Crédito, Títulos, LFT, LFS, LF e são remuneradas a 102,47% do CDI Fundo FI Energisa e 104,94% do CDI Fundo Zona da Mata.

(3) Inclui R$856 (R$155 em 2016) referente a recursos vinculados a empréstimos, leilões de energia, bloqueios judiciais e conselho do consumidor.

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 para créditos de liquidação

duvidosas (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 32.489 - 21.792 602 72 253 (927) 54.281 16.833

Industrial 28.576 - 3.130 148 152 2.941 (2.941) 32.006 5.024 Comercial 27.315 - 5.429 228 76 1.022 (1.098) 32.972 10.234 Rural 6.495 - 1.796 72 1 115 (115) 8.364 1.542 Poder público: 5.348 - 511 28 - 48 (48) 5.887 2.238 Iluminação pública 2.706 - 675 - - 335 (335) 3.381 647 Serviço público 6.311 - 442 1 - 560 (560) 6.754 2.605 Serviço taxado - - - - - - - - 140 Fornecimento não faturado 56.636 - - - - - - 56.636 18.027 Arrecadação Processo Classificação 5.624 - - - - - - 5.624 508 Valores renegociados:

Residencial 447 466 195 60 125 656 (881) 1.068 266 Industrial 81 156 17 3 3 703 (709) 254 8 Comercial 235 834 106 33 53 406 (541) 1.126 110 Rural 75 182 14 5 4 62 (73) 269 20 Poder público: 96 205 - - - 9 (9) 301 - Serviço taxado - - - - - - - - 19 Iluminação pública 26 46 - - - 252 (252) 72 - Serviço público - - - - - 214 (214) -

(-) Ajuste a valor presente (2) (11) (181) - - - - - (192) -

Subtotal - clientes 172.449 1.708 34.107 1.180 486 7.576 (8.703) 208.803 58.221 Suprimento Energia - Moeda Nacional (3) 27.639 - - - - 16.752 - 44.391 544 Encargos de Uso da Rede Elétrica - - - - - - - - 144 Outros (4) 18.534 - 1.081 899 3 5.205 (607) 25.115 9.082

Total 218.622 1.708 35.188 2.079 489 29.533 (9.310) 278.309 67.991 Circulante

255.951 67.436

Não Circulante

22.358 555

(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.

Resultados de 2017

35


(2) Ajuste a valor presente: refere-se ao valor de ajuste a valor presente 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 CDI 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:

Vencimentos Ajuste a valor presente

2018 86

2019 33 2020 32 2021 14 2022 em diante 27

Total 192

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

O saldo de suprimento de energia – moeda nacional em 31 de dezembro de 2017, refere-se ao registro dos valores referentes à comercialização de energia no âmbito da CCEE no montante de R$44.391 (R$544 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, incluindo os saldos registrados na rubrica “fornecedores” no passivo circulante (nota explicativa 16) de R$40.436 (R$1.095 em 2016), referente a aquisição de energia elétrica e aos encargos de serviços do sistema de R$988 (R$415 em 2016), conforme demonstrados a seguir:

Composição dos créditos da CCEE 2017 2016

Créditos a vencer 27.639 - Créditos vinculados a liminares até dezembro de 2002 (a) 16.752 544

Sub-total créditos CCEE 44.391 544 (-) Aquisição de energia CCEE (40.436) (1.095) (-) Encargos de serviços de sistema (988) (415)

Total créditos CCEE 2.967 (966)

As transações ocorridas na CCEE são liquidadas após 45 dias do mês de competência. (a) Os valores da energia no curto prazo que se encontram vinculados a liminares podem estar sujeitos à modificação, dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da ANEEL, de 16 de maio de 2002, que objetivou o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE (atualmente CCEE), incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresas envolve a comercialização da cota-parte de Itaipu no sub-mercado Sudeste/Centro-Oeste durante o período de racionamento de 2001 a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre os sub-mercados. A Companhia não constituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa sobre os saldos vinculados às referidas liminares, por entender que os valores serão integralmente recebidos seja dos devedores que questionaram os créditos judicialmente ou de outras empresas que vierem a ser indicadas pela CCEE.

(4) Inclui serviços taxados e outros valores a receber de consumidores. A companhia possui R$5.073, referente ao ICMS incidente sobre a

disponibilização da rede de distribuição e transmissão aos consumidores livres, suspenso por liminares em contrapartida tem o mesmo valor contabilizado na rúbrica de ICMS em tributos e contribuições sociais no passivo não circulante.

(5) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face às eventuais perdas na realização dos créditos e se baseiam nas instruções da ANEEL 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; Praticas da Companhia

Contratos renegociados – (i) parcelas vencidas há mais de 90 dias – são provisionadas as parcelas; e (ii) mais de 3 parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas vencidas e a vencer.

Resultados de 2017

36


Segue a movimentação das provisões:

2017 2016

Saldo inicial - 2016 e 2015 21.677 20.875

Saldo empresas incorporadas 31.695 -

Provisões constituídas no exercício 761 1.315

Baixa de contas de energia elétrica – incobráveis (9.728) (513)

Saldo final - 2017 e 2016 44.405 21.677

Consumidores e concessionárias 9.310 6.161

Títulos de créditos a receber 21.401 3.409

Outros créditos a receber 13.694 12.107

7 Títulos de créditos a receber

2017 2016

Valor de aquisição de créditos fiscais (a) 44.034 7.447 (-) Provisão na aquisição de créditos fiscais (a) (22.633) (4.038) (-) Perda no valor recuperável (a) (21.401) (3.409) Outros títulos a receber (b) 5.586 2.395 (-) Perda no valor recuperável (c) (762) (1.767)

4.824 628

(a) A Companhia adquiriu em 2003, créditos de origem não tributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória,

com a finalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretaria da Receita Federal, reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado. Os referidos créditos estão sob discussão judicial, em ação judicial movida pela detentora do crédito contra a União Federal. A Companhia ingressou nesta ação com pedido de assistência o que foi indeferido pelo Juiz de Primeira Instância por fundamentos de ordem meramente processual. Contra a referida decisão, foi apresentado recurso, que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Com a adesão ao Parcelamento Excepcional – PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15 de dezembro de 2006, a Companhia desistiu da compensação tributária de referidos créditos e mantém a discussão judicial, com a finalidade de ver reconhecido seu direito ao crédito. A recuperação do crédito depende do sucesso da referida ação judicial, sendo considerado possível o êxito da ação pelos assessores jurídicos da Companhia. A Administração da Companhia reconheceu provisão para perdas no valor recuperável desse ativo, registrada como redutora na rubrica títulos de créditos a receber no montante de R$21.401 (R$3.409 em 2016). O incremento é decorrente da incorporação das empresas EEB, EDEVP, CFLO e CNEE.

(b) Inclui convênio de arrecadação, uso e mútuo de postes e outros.

(c) Refere-se a perda no valor recuperável de uso e mútuo de postes.

Em 31 de dezembro de 2017 o montante de R$26.986 dos títulos de créditos encontram-se vencidos.

8 Reajuste tarifário, 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. A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 2.271, de 11 de julho de 2017, aprovou o reajuste tarifário da Companhia, em vigor a partir de 12 de julho de 2017, cujo impacto médio percebido pelos consumidores é demonstrado abaixo:

Distribuidoras Resolução Homologatória Efeito médio a ser percebido pelos consumidores (%) Vigência (início)

ESS (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 2,13% 12/07/2017 CFLO (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -0,60% 12/07/2017 CNEE (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 5,52% 12/07/2017 EDEVP (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -1,46% 12/07/2017 EEB (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -10,32% 12/07/2017

(*) Em 30 de junho de 2017 a ESS, incorporou a CFLO, CNEE, EDEVP e EEB.

Resultados de 2017

37


A ANEEL através Resolução Autorizativa nº 6.318 e Resolução Homologatória 2.271, de 11 de Junho de 2017, aprovou o primeiro índice de reajuste tarifário da Energisa Sul Sudeste, que passará a ter uma tarifa única, sendo que, dado que as distribuidoras anteriormente possuíam tarifas distintas, o efeito médio percebido pelos consumidores da nova concessão agrupada neste primeiro ano será diferenciado. 8.2 Revisão tarifária: A revisão tarifária periódica ocorre a cada 4 anos. 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. Resumem-se, a seguir, as revisões tarifárias em vigor:

Distribuidoras Resolução

Homologatória Efeito médio para o

consumidor (%) Vigência (início)

ESS (*) Resolução 2.071, de 03/05/2016 -0,94% 10/05/2016 EEB (*) Resolução 2.074, de 03/05/2016 1,84% 10/05/2016 CNEE (*) Resolução 2.073, de 03/05/2016 -0,37% 10/05/2016 EDEVP (*) Resolução 2.072, de 03/05/2016 1,69% 10/05/2016 CFLO (*) Resolução 2.095, de 21/06/2016 -16,48% 29/06/2016


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; e 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) consumidos no mês; Patamar 2: com aplicação de uma tarifa de R$3,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos 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 da Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha – Patamar 2.

Resultados de 2017

38


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 das distribuidoras do grupo Energisa 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 às controladas, distribuidora de energia elétrica, 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 os prejuízos das controladas, distribuidoras de energia elétrica. 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 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 2017, o grupo Energisa envidou seus melhores esforços e utilizou-se dos 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 considerada como exposição das distribuidoras. Os valores incorridos até 31 de dezembro de 2016, não repassáveis para as tarifas dos consumidores, foram de R$2.439 reconhecidos como perdas na demonstração do resultado daquele exercício. Em 30 de junho de 2017 com a incorporação pela Companhia das empresas CFLO, CNEE, EDEVP e EEB o o montante da provisão referente ao exercício de 2016 passou a ser R$13.208. 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 da provisão não repassável para as tarifas em R$4.390), reconhecidos na demonstração do resultado do exercício.

Resultados de 2017

39


Restou, portanto, o montante final de R$8.818, provisionado com objetivo de expurgar os efeitos de sobrecontratação involuntária, que não será repassado aos consumidores. Adicionalmente a Companhia mensurou os efeitos da sobrecontratação para o exercício de 2017 tendo reconhecido um ativo financeiro setorial no montante de R$8.375, decorrente da liquidação da sobra de energia elétrica praticada com um Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) superior ao contratado, na demonstração do resultado do exercício, que serão reconhecidos nas tarifas a partir do próximo reajuste tarifário.

9 Tributos a recuperar

2017 2016

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 40.788 10.395 Imposto de Renda 45.494 3.282 Contribuição Social 10.178 498 Contribuição Pis e Cofins 10.323 6.777 Outros 9.222 875

Total 116.005 21.827

Circulante 80.200 12.873 Não Circulante 35.805 8.954

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.

10 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:

Ativos financeiros setoriais

Saldo em

2016

Receita Operacional Resultado financeiro

Transfe rência

Saldo de Incorpora

ção Saldo em

2017

Valores em

Amortização

Valores em

Constitui ção

Circu lante

Não Circulan

te Adição Amortizaç

ão Remunera

ção

Itens da Parcela A (i)

Energia elétrica comprada para revenda 9.271 122.383 (9.391) (2.849) (3.950) 17.284 132.748 - 132.748 62.449 70.299 Programa Incentivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 406 - (330) - (76) - - - - - - Transporte de Energia Elétrica Rede Básica 2.584 9.244 (3.658) 182 - 4.653 13.005 3.327 9.678 7.880 5.125 Custo da Energia de Itaipu 357 1.258 (531) 37 - 499 1.620 404 1.216 976 644 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 4.977 - (4.977) - - - - - - - - Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A (iv) 4.491 23.514 (10.139) 701 (14.183) 7.958 12.342 8.704 3.638 10.415 1.927 Sobrecontratação de energia (ii) 6.034 (4.392) (8.300) (863) 15.506 1.358 9.343 9.343 - 9.343 - CUSD - 676 - 18 (247) - 447 - 447 210 237 Exposição de Submercado - 3.552 - 98 3.895 (4.976) 2.569 - 2.569 1.209 1.360 Garantias (v) 380 639 (792) 49 2 1.010 1.288 707 581 980 308 Saldo a compensar CVA (vi) - 18.236 (4.689) 112 (7.379) - 6.280 5.279 1.001 5.750 530 Outros itens financeiros (vii) 1.287 22 (1.063) 2 (28) 47 267 - 267 - 267

Total Ativo 29.787 175.132 (43.870) (2.513) (6.460) 27.833 179.909 27.764 152.145 99.212 80.697

Resultados de 2017

40


Passivos financeiros setoriais

Saldo em

2016

Receita Operacional Resultado financeiro

Transferência

Saldo de Incorpo ração

Saldo em 2017

Valores em

Amortização

Valores em

Constituição

Circulan te

Não Circulan

te Adição Amortiza

ção Remunera

ção


Energia elétrica comprada para revenda 9.189 11.756 (13.514) (3.141) (3.950) 15.082 15.422 15.422 - 15.422 - Programa Incentivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA - 951 (858) 52 (76) 915 984 984 - 984 - Encargo de serviços de sistema ESS (iii) 9.340 51.025 (16.629) 1.317 - 21.106 66.159 15.956 50.203 39.573 26.586 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 7.697 16.040 (22.295) 917 - 31.488 33.847 25.192 8.655 29.263 4.584 Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A - 12.224 - 85 (12.309) - - - - - - Sobrecontratação de energia (ii) 1.586 35.861 (1.586) 910 27.006 - 63.777 - 63.777 30.003 33.774 Devoluções de Tarifas (Viii) 2.171 4.606 (1.119) 110 - 1.793 7.561 - 7.561 - 7.561 CUSD - (149) (55) 4 (247) 508 61 61 - 61 - Exposição de Submercado (ii) 3.861 9.108 (2.461) (1.408) (9.481) 2.933 2.552 2.552 - 2.552 - Saldo a compensar CVA (vi) 3.587 7.294 (3.665) 84 (7.381) 81 - - - - - Outros itens financeiros (vii) 6.534 8.100 (12.684) 209 (22) 4.203 6.340 6.340 - 6.340 -

Total Passivo 43.965 156.816 (74.866) (861) (6.460) 78.109 196.703 66.507 130.196 124.198 72.505

Saldo líquido (14.178) 18.316 30.996 (1.652) - (50.276) (16.794) (38.743) 21.949 (24.986) 8.192

(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 de energia (energia excedente)

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 dos Sistemas 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.

Resultados de 2017

41


(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 a receitas de ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos auferidas a partir do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (4CRTP), atualizadas mensalmente com aplicação da variação do IPCA e serão amortizadas a partir do início do 5º ciclo tarifário (5CRTP).

11 Outros créditos

2017 2016

Adiantamentos a empregados 1.365 61

Adiantamentos a fornecedores 3.611 1.313

Dispêndios a reembolsar 132 31

Ordens de alienação e desativações em curso (a) 451 359 Ordens de serviço em curso – PEE e P&D

23.765 -

Alienação de Bens e Direitos 3.036 471

Banco Daycoval (b) 11.988 11.988

(-) PCLD Banco Daycoval (b) (11.988) (11.988)

Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) 34.138 2.047

(-) AVP - Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) (13.058) (528)

Despesas pagas antecipadamente 3.466 983

Baixa Renda - tarifa social (d) 4.084 1.721

Subvencão CDE - descontos tarifários (e) 21.339 2.248

Provisão de crédito de liquidação duvidosa - (119)

Outros créditos a receber 3.631 632

Total 85.960 9.219

Circulante 64.337 7.513

Não Circulante 21.623 1.706

(a) Refere-se às ordens de desativações em curso relativas as UAR (Unidades de Adição e Retirada), determinadas por motivos técnico-

operacionais e sinistro, que se encontram em fase de análise e recuperação para o retorno ao intangível ou realização. (b) Refere-se à transferência de valor efetuada pelo Banco Daycoval S.A. (Daycoval) para a conta corrente da acionista Rede Energia

Participações S.A., em 28 de fevereiro de 2012, para quitação de dívidas vencidas desta acionista por antecipação, conforme justificativa da Instituição Financeira. A Administração da Companhia considera essa transferência indevida e está questionando judicialmente a sua devolução. Dessa forma, a realização do ativo passou a depender tão somente da demanda judicial movida contra o Banco Daycoval S.A. e, por isto, passou a ser tratada como um ativo contingente. Por este fato, a atual Administração decidiu provisionar a perda deste valor enquanto aguarda o andamento do questionamento jurídico.

(c) Crédito a receber da Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA, oriundo de transações entre partes relacionadas, até a data de alienação

para a Equatorial Energia S.A., realizada em 25 de setembro de 2012. O saldo a receber da Celpa é de R$34.138 entre a Companhia e a Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA. O saldo será atualizado com uma taxa de juros capitalizados de 6% a.a. até agosto de 2019, após esse período o recebimento dos juros será efetuado semestralmente. O recebimento do principal será realizado em amortizações semestrais nas seguintes condições: (i) de março de 2027 a setembro de 2030, amortização de 5% a.a., (ii) de março de 2031 a setembro de 2033, amortização de 10% a.a. e (iii) o saldo restante de 50% em setembro de 2034. A Companhia procedeu até dezembro de 2017, ao cálculo do AVP – ajustes a valor presente utilizando a taxa 11,36% a.a..

(d) 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 cumprido 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 a provisões de novembro e dezembro de 2017. A Administração não espera apurar perdas na realização do saldo.

Resultados de 2017

42


2017 2016

Saldo inicial– 2016 e 2015 1.721 1.584 Saldo empresas incorporadas 2.232 - Subvenção Baixa Renda 10.231 5.655 Ressarcimento pela Eletrobrás (10.100) (5.518)

Saldo final– 2017 e 2016 4.084 1.721

(e) Subvenção CDE – Descontos Tarifários: 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. Em 31 de dezembro de 2017, o saldo corresponde às subvenções incorridas nos meses de novembro e de dezembro de 2017, cujo ressarcimento será compensado no primeiro trimestre de 2018.

2017 2016

Saldo inicial– 2016 e 2015 2.248 120 Saldo empresas incorporada 20.188 - Desconto tarifário subvenção Irrigante e Rural 54.795 14.582 Ressarcimento pela Eletrobrás (55.892) (12.454)

Saldo final - 2017 e 2016 21.339 2.248

A Companhia desde 02 de setembro de 2015, possui ação ordinária onde foi ajuizado o direito de promover mensalmente a compensação das subvenções a receber de CDE e baixa renda, com os valores a pagar de CDE com a Eletrobrás. Desta forma, foram compensados R$55.892 (R$12.372 em 2016) referente a subvenção CDE e R$10.100 (R$5.098 em 2016) referente subvenção baixa renda.

12 Transações com partes relacionadas

A Companhia é controlada pela Rede Energia Participações S/A, (98,99% do capital total), que por sua vez detém o controle acionário da Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S/A (EMT), Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S/A (ETO), Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. (EMS), Multi Energisa Serviços S.A (Multi Energisa), Companhia Técnica e Comercialização de Energia S/A (CTCE), Vale do Vacaria Açúcar e Álcool, QMRA Participações S/A e Rede Power do Brasil S/A (REDE POWER). A Rede Energia Participações S.A. é controlada pela Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A (EEVP) (56,89%) que por sua vez é controlada pela Denerge Desenvolvimento Energético S.A. (Denerge) (99,99%). A Denerge é controlada pela Energisa S/A (99,97%) e possui participação direta na Rede Energia Participações (9,82%). A Energisa S/A possui participação direta na Rede Energia Participações (29,56%) e na EMT (8,94%). Transações efetuadas durante o exercício pela Companhia:

Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição (Receita) (1)

Serviços contratados (Despesa) (2)

Comissão aval e debentures –

despesas financeiras (3)

Saldo a pagar aval debêntures e outras contas a

pagar (3)

Saldos a pagar (Fornecedores)

Débito com partes

relacionadas

Energisa S.A - 22.359 5.382 204.485 3.018 - Energisa Mato Grosso do Sul 3.946 - - - - - Energisa Soluções Construções S/A - 12.223 - - 1.776 - Energisa Soluções S/A - 5.198 - - 1.165 - Multi Energisa Serviços S/A - 2.992 - - 28 -

2017 3.946 42.772 5.382 204.485 5.987 - 2016 3.213 9.637 - - 1.098 1

(1) Contratos relacionados ao setor elétrico: a Companhia possui contratos de compra e venda de energia com empresas relacionadas

nos termos de CCVE – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, CCEAR – Contratos de Comercialização no Ambiente Regulado, CCD – Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição e CUSD Contratos de Uso do Sistema de Distribuição

(2) 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.

Energisa Soluções e Energisa Construções e Linhas e Redes 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 tarifários.

Resultados de 2017

43


Multi Energisa 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) Debentures e Comissão de aval: (i) Em 19 de julho de 2017 a Companhia efetuou a 1ª emissão de Debêntures em moeda corrente, que foi na sua totalidade, adquiridas pela Energisa S.A.. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$84.866. (ii) Em 31 de outubro de 2017 a Companhia fez a 3ª emissão de Debêntures de 1ª série incentivada com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de IPCA mais 4,4885% ao ano, 2ª série com vencimento em 15/10/2024 e remuneração de IPCA mais 4,7110% ao ano, 3ª série com vencimento em 15/10/2027 e remuneração de IPCA mais 5,1074% ao ano e 4ª série com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de 107,75% CDI. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado R$119.432. (iii) Custo de comissão de aval, iniciado em fevereiro de 2017 de garantias da controladora Energisa sobre contratos da Companhia a razão de 1,5% a.a.

12.1 Remuneração dos administradores

2017 2016 Remuneração Anual

(a) 2.015 897

Remuneração dos membros da Diretoria 860 801

Outros Benefícios (b) 967 73

(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 aos dirigentes, foram de R$65 e R$6 (R$12 e R$1 em 2016), respectivamente. A remuneração média anual de 2017 foi de R$26 (R$6 em 2016).

13 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

Prejuízos fiscais 46.593 54.210

Base negativa da CSLL 18.477 20.231

Diferenças temporárias:

Imposto de renda 36.610 19.547

Contribuição social 13.179 7.037

Total 114.859 101.025

Passivo


Imposto de renda 4 5.503

Contribuição social 1 1.981

Total 5 7.484

Total líquido - ativo não circulante 114.854 93.541

Resultados de 2017

44


A natureza dos créditos diferidos são:

2017 2016

base de cálculo IRPJ + CSLL base de cálculo IRPJ + CSLL Ativo/Passivo

Prejuízos fiscais 186.372 46.593 216.839 54.210

Base negativa da CSLL 205.302 18.477 224.784 20.231

Perda do VNR das contas a receber da concessão e atualização 36.475 12.401 31.874 10.837

Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD 44.405 15.098 21.677 7.370

Passivos financeiros setoriais - - 14.178 4.821

Outras provisões (honorários e outras) 22.632 7.695 4.120 1.401

Provisão para riscos 15.213 5.172 3.910 1.329

Marcação a mercado – dividas - - 1.329 452

Provisão ajuste atuarial – Outros Resultados Abrangentes 14.252 4.846 574 195

Ajuste e valor presente 13.250 4.505 528 179

Outras adições (exclusões) temporárias (15) (5) (1.553) (528)

Marcação a mercado – derivativos 212 72 (20.459) (6.956)

Total - Ativo não circulante 538.098 114.854 497.801 93.541

A seguir as realizações dos créditos fiscais.

Exercício Realizações de créditos fiscais 2018 10.394 2019 10.958 2020 10.413 2021 12.378 2022 13.066 2023 16.518 2024 a 2026 41.132

Total 114.859

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 a seguir:

2017 2016

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 104.463 (7.231) Alíquotas fiscal combinada 34% 34%

Despesa de imposto de renda e da contribuição social calculadas às alíquotas fiscais (35.517) 2.459 Créditos tributários de períodos anteriores reconhecidos no exercício (*) - 5.488 Outras 1.203 - Despesa indedutível (2.266) -

Receita de imposto de renda e contribuição social diferidos (36.580) 7.947

Alíquota efetiva 35,02% 109,90%

(*) No exercício de 2016 a Companhia reconheceu o montante de R$5.488 de créditos tributários de períodos anteriores, por ter enquadrado nas regras estabelecidas na legislação e de acordo com as projeções de resultados para os próximos exercícios que demonstram a recuperação nos próximos 10 (dez) anos. Os registros se realizaram em face da conclusão do processo de renovação de seu contrato de concessão, com a assinatura do quinto aditivo contratual (vide nota explicativa nº 1), com a renovação da concessão, possibilitou a Companhia manter suas atividades de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos.

14 Conta a receber da concessão

A Lei nº 12.783, 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.

Resultados de 2017

45


Assim, a remuneração do contas a receber da concessão foi registrada em receitas operacionais como ativo financeiro indenizável da concessão no montante de R$739 (R$314 em 2016). No exercício de 2017, objetivando melhor adequar as práticas contábeis, a Companhia passou a reconhecer a remuneração da parcela dos ativos que compõe a base incremental. Anteriormente aplicava a variação do IPCA somente sobre a base blindada (última revisão tarifária homologada pela ANEEL). O saldo de contas a receber da concessão 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:

Movimentação 2017 2016 Ativo financeiro custo corrigido - 2016 e 2015 12.572 12.225

Incorporação das empresas - agrupamento de áreas de concessão (*) 21.093 -

Adições no exercício 4.580 38

Baixas no exercício - (5)

Outras receitas operacionais – ativo financeiro indenizável da concessão (**) 739 314

Ativo financeiro custo corrigido - não circulante - 2017 e 2016 38.984 12.572

(*) Em 30 de junho de 2017 a ESS, atual denominação social da CAIUÀ, incorporou a CFLO, CNEE, EDEVP e EEB. (**) Os ativos são atualizados pela variação mensal do IPCA, índice para atualização anual utilizada pelo regulador nos processos de

reajuste tarifário.

15 Intangível e imobilizado

2017 2016

Imobilizado 4.814 - Intangível - contrato de concessão 645.217 186.064

Total 650.031 186.064

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

Resultados de 2017

46


A mutação dos bens da concessão, é como segue:

Taxa média de

depreciação (%)

Saldo 2016 (ECI) Incorporação Adição

Transfe rências Baixas (**)

Amortização/ Depreciação

Saldo 2017

Intangível em Serviço

Custo 4,42%

478.830 1.099.760 - 103.138 (32.004) - 1.649.72

4

Amortização Acumulada

(245.213) (535.922) 14.703 (129) 11.458 (43.154) (798.257

)

Subtotal 233.617 563.838 14.703 103.009 (20.546) (43.154) 851.467 Em Curso 15.240 53.864 120.080 (103.009) (4.567) - 81.608

Total Intangível 248.857 617.702 134.783 - (25.113) (43.154) 933.075 (-) Obrigações vinculadas à concessão

Em Serviço Custo 4,46% 84.561 285.072 - 23.229 - - 392.862

Amortização Acumulada

(28.343) (101.843) - (20) - (9.545) (139.751

)

Subtotal 56.218 183.229 - 23.209 - (9.545) 253.111 Em Curso 6.575 31.242 20.126 (23.209) 13 - 34.747

Total das Obrigações vinculadas à concessão

62.793 214.471 20.126 - 13 (9.545) 287.858

Total Intangível 186.064 403.231 114.657 - (25.126) (33.609) 645.217

Imobilizado em Serviço Máquinas e equipamentos 16,62% - - 12.883 357 - - 13.240 Móveis e utensílios 6,25% - - 6.678 - - - 6.678

Total do imobilizado em serviço - 19.561 357 - - 19.918 Depreciação acumulada: Máquinas e equipamentos - - (8.894) - - (376) (9.270) Móveis e utensílios - - (5.809) - - (25) (5.834)

Total Depreciação acumulada - - (14.703) - - (401) (15.104)

Subtotal Imobilizado - - 4.858 357 - (401) 4.814 Imobilizado em curso - - 357 (357) - - -

Total do Imobilizado - - 5.215 - - (401) 4.814

Total Ativo Intangível e Imobilizado 186.064 403.231 119.872 - (25.126) (34.010) 650.031

(**) Das baixas no montante de R$25.126, R$4.580, refere-se as transferência do ativo intangível liquido das obrigações especiais para o contas a receber da concessão e R$20.546 referem-se às 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$4.580 (R$38 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$2.265 (R$727 em 2016).

Taxa média de amortização

(%) Saldo 2015 Adição Transferências

(*) Baixas (**) Amortização Saldo 2016 Custo:

Intangível em serviço

Custo 4,37% 437.974 - 46.260 (5.404) - 478.830

Amortização Acumulada (211.293) - (17.557) 4.246 (20.609) (245.213)

Subtotal 226.681 - 28.703 (1.158) (20.609) 233.617

Em Curso: 13.715 30.269 (28.703) (41) - 15.240

Total 240.396 30.269 - (1.199) (20.609) 248.857

(-) Obrigações vinc. à concessão

Em Serviço 4,18% 66.506 - 18.055 - - 84.561

Amortização Acumulada (10.756) - (14.493) - (3.094) (28.343) Em curso 6.142 3.998 (3.562) (3) - 6.575

Total 61.892 3.998 - (3) (3.094) 62.793

Total Geral 178.504 26.271 - (1.196) (17.515) 186.064

(*) As transferências totalizaram no exercício R$28.703. No intangível em curso está registrado como incorporação de redes os valores de R$19.758 como custo e R$17.557 como amortização acumulada e nas obrigações especiais, R$16.862 como custo e R$14.493 como amortização acumulada. Das baixas no montante de R$1.196, R$38, refere-se as transferência do ativo intangível liquido das obrigações especiais para o contas a receber da concessão e R$1.158 referem-se às 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.

Resultados de 2017

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“O montante transferido do ativo intangível, líquido das obrigações especiais, para o contas a receber da concessão de R$38, 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 elétrica, não podendo ser retirada, alienada, cedidas ou dada em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Normativa nº 691 de 08 de dezembro de 2015, regulamenta a desvinculação da infraestrutura das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para sua desvinculação, quando destinados 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 está sendo realizada de acordo com as taxas da Resolução Normativa da ANEEL nº 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 foi de 4,42% (4,37% 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 Contribuição do consumidor (1) 363.749 85.250 Participação da União - recurso CDE (2) 10.926 6 Participação do Governo do Estado (2) 3.352 46 Reserva para reversão (3) 8.249 - Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente 41.333 5.837 (-) Amortização acumulada (139.751) (28.343)

Total 287.858 62.796

Alocação: Contas a receber da concessão - 3

Infraestrutura - Intangível em serviço 253.111 56.218 Infraestrutura - Intangível em curso 34.747 6.575

Total 287.858 62.796

(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 da União (recursos provenientes da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE) e a participação do Governo do Estado, estão destinados ao programa Luz para Todos.

(3) A partir da segunda revisão tarifária periódica, ocorrida em fevereiro de 2009, as obrigações vinculadas à concessão (obrigações especiais) passaram a ser amortizadas pela taxa média de depreciação do ativo intangível da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das obrigações especiais. As novas adições ocorridas a partir de 01 de janeiro de 2015 passaram a ser amortizadas de acordo com a data de aquisição, até estar totalmente amortizada.

Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente

A Companhia passou pelo 3º ciclo de revisão tarifária, e, a partir de então, o faturamento das ultrapassagens de demanda e do excedente reativo passaram a ser contabilizados na rubrica Obrigações Especiais. Conforme Resolução Normativa nº 660 de 28 de abril de 2015, 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 2016.

16 Fornecedores

2017 2016

CCEE (1) 40.436 1.095 Contratos bilaterais e CCEARs (leilão) (2) 103.133 28.719 Energia livre 2.666 470 Encargos de serviços do sistema 988 415 Uso do sistema de transmissão/distribuição (2) 14.133 1.756 Materiais, serviços e outros (3) 24.267 4.957

Total - Circulante 185.623 37.412

1. Incremento do custo de energia no Mercado de Curto Prazo-MCP, principalmente no segundo semestre de 2017, influenciado pelos

baixos níveis dos reservatórios no Sistema Interligado Nacional (SIN), devido à diminuição do volume de chuvas. Em consequência, o

Resultados de 2017

48


PLD atingiu valores expressivos, com média de R$ 308,14/MWh entre submercados em 2017, contra média de 115,71/MWh em 2016, o que corresponde a um aumento de 166% no exercício. Além disso, em 2017 as distribuidoras passaram a arcar com o Risco Hidrológico dos agentes de geração que firmaram o Termo de Repactuação, elevando os montantes a serem pagos à CCEE.

2. Refere-se à 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.

3. Refere-se às aquisições de materiais, serviços e outros, necessários à execução, conservação e manutenção dos serviços de

distribuição, com prazo médio de liquidação de 40 dias.

17 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 86.941 32.523

Empréstimos e financiamentos – moeda estrangeira 91.583 126.373

Encargos de dívidas – moeda nacional 1.160 169

Encargos de dívidas – moeda estrangeira 1.028 357

(-) Custos a amortizar – moeda estrangeira (480) -

(-) Marcação a mercado de dívidas (8) 1.329

Total 180.224 160.751



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

Operação

Total Encargos

Financeiros Anuais Vencimento Periodicidade Amortização

TIR (Taxa efetiva de juros) (5)

Garantias (*) 2017 2016

CCB – Santander (2) 4.275 7.160 CDI + 2,28% a.a. jun/19 Mensal 12,22% F + A

Repasse BNDES I - Itaú (1) 43.812 15.800

TJLP + 3,96% a 4,26% a.a. nov/21 Mensal

11,08% a

11,38% A

Repasse BNDES II - Itaú (1) 29.111 9.731 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A Nota Promissória - SAFRA (2) 10.903 - CDI + 1,65% fev/19 Final 11,59% A

Total em Moeda Nacional 88.101 32.691

Resolução 4131 - Itaú BBA (2 e 4) 25.804 84.698

3,40% a 4,29%a.a. (Pré) fev/18 Trimestral

4,90% a

5,79% A

Resolução 4131 - Bank of America ML (2 e 4) - 42.033 1,85% a.a. (Pré) jun/17 Trimestral 3,35% A Loan Citi - 4131 (2 e 4) 22.706 - Libor + 1,70% a.a. jun/22 Trimestral 4,50% A Loan Citi EDC - 4131 (2 e 4) 22.703 - Libor + 1,80% a.a. jun/22 Trimestral 4,60% A Banco BBM 55722 Operação 4131 (2 e 4) 21.398 - 2,76% a.a. (Pré) abr/18 Final 4,26% A (-) Custo de captação incorrido na contratação (480)

- - - -

- -

(-) Marcação à Mercado de Dívida (3) (8) 1.329 - - - -

- -

Total em Moeda Estrangeira 92.123 128.060 Total 180.224 160.751

(*) A = Aval Energisa S.A., F=Recebíveis.

(1) A controladora final 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$83.674, 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 final 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 final Energisa S.A. Até dezembro de 2017 foram liberados R$78.666 (R$67.625 em 2016), 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,

Resultados de 2017

49


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 29 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

(2) Os contratos em moeda estrangeira possuem proteção de swap cambial e instrumento financeiros derivativos (vide nota explicativa nº 29).

(3) Estas operações estão sendo mensuradas ao valor justo por meio do resultado, de acordo com os métodos da contabilidade de “hedge” de valor justo e pela designação como “Fair Value Option” (nota explicativa nº 29).

(4) Os contratos com o BNDES e em moeda estrangeira 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 destes índices financeiros pode implicar em vencimento antecipado das dívidas (vide nota explicativo nº 29 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

(5) Para as dívidas em moeda estrangeira, inclui variação cambial.

A Companhia tem como prática contábil alocar o pagamento de juros na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa.

Os principais indicadores utilizados para a atualização de empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais 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%

IPCA 2,95% 6,29%

LIBOR 1,30% 0,67%

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

2017

2019 28.870

2020 18.453

2021 39.589

2022 22.630

Total 109.542

Seguem as movimentações ocorridas no exercício:

2017 2016

Saldos iniciais -2016 e 2015 160.751 181.580

Novos empréstimos e financiamentos obtidos 46.732 1.403

Saldo de Incorporação 200.606 -

Custos Apropriados no exercício (533) -

Encargos de dívidas - juros, variação monetária e cambial 16.427 (15.707)

(-) Marcação Mercado Dívida (2.868) 3.049

Pagamento de principal (223.579) (1.659)

Pagamento de juros (17.312) (7.915)

Saldos finais - 2017 e 2016 180.224 160.751

Circulante 70.682 135.151 Não circulante 109.542 25.600

Os custos de captações dos financiamentos a serem amortizados nos períodos subsequentes é como segue:

Contratos 2018 2019 2019 em diante Total

Banco Citibank 96 96 239 431

Banco Citibank - EDC 11 11 27 49

Total 107 107 266 480

Resultados de 2017

50


18 Debêntures (não conversíveis em ações)

O saldo de debêntures e demais componentes a elas relacionadas, são:

Descrição 2017 Debentures – moeda nacional 204.297

(-) custos de captação incorridos na emissão (3.900)

Total 200.397

Circulante 2.638

Não Circulante 197.759

Operações

Total

Emissão Nº de Títulos

Emitidos / circulação Rendimentos Vencimento Amortização Taxa efetiva

de juros 2017

Debentures 1ª Emissão 1ª Série

44.719 19/07/2017 43.044 / 43.044 IPCA+5,60%

a.a jun / 22 Final 8,55%


40.146 19/07/2017 38.632 / 38.632 IPCA+5,6601%



8.693 31/10/2017 8.580 / 8.580 IPCA+4,4885%

a.a out / 22 Final 7,44%


1.621 31/10/2017 1.599 / 1.599 IPCA+4,7110%



3.019 31/10/2017 2.977 / 2.977 IPCA+5,1074%



106.099 31/10/2017 104.844 / 104.844 107,75% CDI out / 22 Anual após

out/20 10,71%

(-) custos de captação incorridos na emissão

(3.900) - - - - - -

Total 200.397

Em 19 de julho de 2017 a ESS fez a 1ª emissão de debêntures em moeda corrente, com vencimento em 15/06/2022 e remuneração de IPCA mais 5,60% ao ano para a 1º Série e com vencimento 15/06/2024 e remuneração de IPCA mais 5,6601% ao ano para a 2ª Serie. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$84.865. Em 31 de outubro de 2017 a ESS fez a 3ª emissão de debêntures de 1ª série incentivada com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de IPCA mais 4,4885% ao ano, 2ª série com vencimento em 15/10/2024 e remuneração de IPCA mais 4,7110% ao ano, 3ª série com vencimento em 15/10/2027 e remuneração de IPCA mais 5,1074% ao ano e, 4ª série com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de 107,75% CDI. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$119.432. Os recursos capitados com a emissão foram destinados para os projetos de Investimentos em Infraestrutura de Distribuição de Energia Elétrica que compreende a expansão, renovação ou melhoria da infraestrutura de distribuição de energia elétrica. A totalidade da emissão das debêntures foram integralmente adquiridas pela controladora Energisa. As debêntures 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 final Energisa S.A. O descumprimento desses níveis pode implicar em vencimento antecipado das dívidas (vide nota explicativa nº 29 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

As debêntures classificadas no passivo circulante têm seus vencimentos assim programados:

2017 2020 33.442

2021 34.195

2022 86.677

Após 2022 43.445

Total 197.759

Resultados de 2017

51



Descrição 2017

Saldo inicial - circulante - 2016 -

Novas emissões de debêntures 199.676

Custos Debêntures (4.162)

Encargos de dívidas – juros no exercício 4.883

Saldo final - circulante - 2017 200.397

Circulante 2.638

Não circulante 197.759

Os custos de captações das debêntures a serem amortizados nos exercícios subsequentes são:


Debentures 1ª Emissão 1ª Série 332 332 828 1.492


Debentures 3ª Emissão 1ª Série 16 16 43 75




Total 755 755 2.390 3.900

19 Impostos e Contribuições Sociais

2017 2016

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (1) 63.379 19.855

IRPJ 4.629 819

CSSL 1.906 279

Contribuições ao PIS e a COFINS 15.712 5.402

Imposto de renda retido na fonte – IRRF 141 69

Outros 7.083 305

Total 92.850 26.729



(1) Do montante de R$63.379 (R$19.855 em 2016), R$27.541 (R$10.507 em 2016) refere-se a discussões de ICMS incidente sobre o

faturamento de baixa renda.

Programa Especial de Regularização Tributária – PERT

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$10.048 com a utilização de prejuízos fiscais e/ou base negativa de contribuição social próprios. A adesão ao programa gerou redução de multas e juros de R$4.081, 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.

Resultados de 2017

52


Segue demonstração dos valores incluídos no programa:

Principal Multas Juros Débito Atualizado

em 2017

INSS 313 63 58 434 PIS e COFINS 1.517 433 485 2.435 IRPF e CSLL 7.813 1.562 2.629 12.004

Total 9.643 2.058 3.172 14.873

Principal

Valor do débito 9.643

Atualização (juros + multas) 5.230

Total 14.873

Liquidação

Pagamento a vista (antecipações) - 5% (744)

Redução de multas e juros (outras receitas financeiras) (4.081)

Valor utilizado de Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa de CSLL - Próprios (10.048)

Total (14.873)

Plano de Regularização de Créditos Tributários (Regularize) Em dezembro de 2017 a Companhia aderiu ao Plano de Regularização de Créditos Tributários (Regularize) do Governo do Estado de Minas Gerais, instituído pela Lei 22.549/2017, para quitação de valores relativos ao ICMS incidente sobre a subvenção CDE – venda de energia elétrica, considerando os benéficos do plano, conforme segue:

Total

Principal 7.548 Multas, juros e honorários 578 Redução de juros e multa (202)

Valor liquidado em 20/12/2017 7.924

O montante de R$7.548 de principal, foi registrado na rubrica consumidores e concessionarias. As multas, juros e as reduções no montante de R$376 foi contabilizada em outras despesas financeiras na demonstração do resultado do exercício. a. Parcelamento de impostos

2017 2016

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 71.641 26.483

Total 71.641 26.483



A Companhia possui parcelamentos ordinários e de dívida ativa, débitos junto a Secretaria da Fazenda Estadual no montante de R$71.641 (R$26.483 em 2016), requerido em 2013 em 120 parcelas mensais, corrigidas pela variação da Selic. No exercício foram efetuados pagamentos de R$12.408 (R$6.033 em 2016), tendo registrado R$5.193(R$3.346 em 2016) de atualização monetária, contabilizado na rubrica de juros/multas e o número de parcelas a serem quitadas são 75. Os saldos consolidados dos impostos parcelados estão assim programados:

2017 2016

2017 - 3.946

2018 9.935 5.028

2019 14.819 4.667

2020 13.859 4.347

Após 2020 33.028 8.495

Total 71.641 26.483

Resultados de 2017

53


2017 2016

Tributos e contribuições sociais correntes 92.850 26.729

Parcelamento de Impostos 71.641 26.483

Total 164.491 53.212

20 Encargos setoriais

2017 2016

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (1) 32.035 6.125

Fundo Nacional Desenv. Científico Tecnológico – FNDCT (2) 557 142

Ministério de Minas e Energia – MME (2) 259 66

Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL (2) 957 -

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (2) 32.738 8.464

Programa de Eficiência Energética – PEE (2) 37.863 12.951

Total 104.409 27.748


Não circulante 46.869 8.244

(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.

(2) 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 aos Programas de Eficiência Energética (PEE) e 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.

Conta de Desenvolvimento Energético–CDE - refere-se a: (i) cota anual do exercício 2017 no montante de R$8.118 (R$10.276 em 2016); (ii) cota destinada a devolução do aporte de CDE no montante de R$2.784 (R$2.704 em 2016); e (iii) cota destinada a devolução do aporte da conta no Ambiente de Contratação Regulada (“Conta ACR”) no montante de R$5.539 (R$7.213 em 2016). A Companhia desde 02 de setembro de 2015, possui ação ordinária onde foi ajuizado o direito de promover mensalmente a compensação das subvenções a receber de CDE e baixa renda, com os valores a pagar de CDE com a Eletrobrás. Desta forma, até dezembro de 2017, foram compensados R$47.557 (R$12.435 em 2016) referente a subvenção CDE e R$9.151 (R$5.097 em 2016) referente subvenção baixa renda.

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 das Resoluções Normativas 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 PEE e P&D, 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.

Resultados de 2017

54


21 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:

Trabalhistas Cíveis Regulatório Fiscais 2017 2016

Saldos iniciais - 2016 e 2015 1.062 2.848 - - 3.910 4.662

Constituições de provisões 3.521 5.079 - 163 8.763 3.415

Reversões de provisões (3.355) (3.155) - - (6.510) (3.799)

Pagamentos realizados (935) (1.167) - - (2.102) (654)

Atualização monetária 63 96 - 3 162 286

Saldo de Incorporação 4.418 6.575 - - 10.993 -

Transferência - (4.094) 4.094 - - -

Saldos finais - 2017 e 2016 4.774 6.182 4.094 166 15.216 3.910

Cauções e depósitos vinculados (*)

959 48

(*) A Companhia possui cauções e depósitos vinculados no ativo não circulante, no montante de R$35.697 (R$10.334 em 2016). Deste total,

R$34.738 (R$10.286 em 2016), não possuem provisões para riscos em face do prognóstico de êxito ser possível ou remoto.

Trabalhistas A maioria dessas ações tem por objeto discussões de ex-empregados pretendendo (i) recebimento de horas extras, (ii) de adicional de periculosidade, (iii) horas de sobreaviso, (iv) indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade solidária ou subsidiária por verbas rescisórias. No exercício foram constituídas cerca de R$3.521 de aumento de provisões, principalmente relacionadas ao incremento do risco, basicamente envolvendo as discussões sobre o recebimento de horas extras, adicional periculosidade, sobreavisos, entretanto a Companhia reverteu provisões de R$3.355. No exercício foram liquidados cerca de R$935, referente ações trabalhistas.

Cíveis Nos processos cíveis discutem-se principalmente (i) corte indevido de energia elétrica; (ii) inscrição indevida (SPC/Serasa); (iii) cancelamento / revisão de fatura de irregularidade de consumo; (iv) cancelamento / revisão de fatura de consumo normal; (v) ressarcimento de danos elétricos; (vi) ligação ou troca de titularidade de UC; (vii) ações indenizatórias de danos materiais e morais, decorrentes de desligamentos, oscilação de tensão, acidentes, dentre outros; (ix) servidões administrativas, entre outros. No exercício, foram registradas cerca de R$5.079 de novas provisões e R$3.155, que 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 reparação de danos materiais e morais. No exercício foram liquidados cerca de R$1.167, referente ações civeis.

Regulatórias No exercício, foram efetuadas reclassificações no montante de R$4.094 para o regulatório de processos antes classificados como cíveis, referente descumprimento de preceito regulatório principalmente relacionado a disponibilização de informações de fiscalização de base de remuneração.

Resultados de 2017

55


A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de consultores jurídicos foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de desembolso futuro foi estimado como provável. Perdas possíveis A Companhia é parte passiva em processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante de R$100.311 (R$28.622 em 2016), cuja probabilidade de êxito foi estimada pelos consultores jurídicos como possível, não requerendo a constituição de provisão. O aumento entre o valor atual e o valor informado em 2016 refere-se, principalmente às movimentações relacionadas à entrada de novos processos, alterações de provisão, atualização monetária e mudanças/alterações de prognóstico. O incremento de R$71.689 registrado no período findo 31 de dezembro de 2017 refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua.

Trabalhistas As ações judiciais de natureza trabalhistas no montante de R$8.132 (R$1.075 em 2016), referem-se a discussões de ex-empregados que requerem recebimento de horas extras, de adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente de trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade subsidiária por verbas rescisórias. A redução ocorrida no exercício refere-se, principalmente, ao arquivamento de processos, alterações de provisão ou de prognóstico. O incremento de R$7.057 registrado no exercício refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua. Principais processos: . Reclamação trabalhista 0011297-53.2017.5.03.0178 recebida em 2017 com valor envolvido de R$2.238, envolvendo questões relacionadas a indenização por danos morais e materiais. . Reclamação trabalhista 0010944-20.2017.5.15.0100 recebida em 2017 com valor envolvido de R$2.265, envolvendo questões relacionadas a indenização por danos morais e materiais.

Cíveis As ações judiciais de natureza cível no montante de R$31.122 (R$22.445 em 2016), referem-se, em sua grande maioria, a discussões sobre o valor de contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; cobrança de danos materiais e morais pelo consumidor, decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos aparelhos de medição ou decorrentes de variações de tensão elétrica ou de falta momentânea de energia, entre outros. O incremento de R$8.677 registrado no exercício refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua. Principais processos: Ação de Indenização onde se discute questões relacionadas a Verbas Contratuais, 1005048-10.2015.8.26.0482 com valor pedido de R$20.499 (R$19.989 em 2016), proposta em abril de 2016.

Regulatório As ações judiciais de natureza regulatória no montante de R$18.772, proposta pela Aneel para discussões sobre recálculo das tarifas de energia elétrica das concessionárias, de forma que a Parcela B não absorva os ganhos de escala supostamente decorrentes do aumento de demanda; questões sobre refis.

Fiscais As ações de natureza fiscais e tributárias no montante R$42.285 (R$5.102 em 2016) referem-se basicamente a discussões sobre: (i) ICMS e (ii) taxa de fiscalização.

Resultados de 2017

56


O incremento de R$37.183 no exercício de 2017 refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EBR, ENA, EVP, ELO e ECI. Principais processos: . Auto de Infração, 4.034.268-2 montante de R$20.532 (R$17.333 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS sobre valores recebidos a título de subvenção econômica da subclasse baixa renda ref. fevereiro de 2008 até dezembro 2009. . Auto de Infração, 4.022.209 no montante de R$5.340 (R$5.100 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS. . Auto de Infração, 10880.914021/2011-61 no montante de R$3.260 (R$2.999 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS.

22 Patrimônio líquido

22.1 Capital Social O capital social, subscrito e integralizado é de R$534.717 (R$335.857 em 2016) está representado por 97 mil ações ordinárias (366.241 mil em 2016) todas nominativas sem valor nominal. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de junho de 2017, foi aprovado, em decorrência das incorporações dos acervos líquidos das companhias incorporadas (EDEVP, EEB, CNEE e CFLO), o aumento de capital da Companhia em R$341.742, mediante a emissão de 60.488 novas ações ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal, a serem subscritas e integralizadas pelos atuais acionistas da EDEVP, EEB, CNEE e da CFLO. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 20 de setembro de 2017, foi aprovado a redução de capital social da Companhia no montante de R$142.882, sem cancelamento de ações, para a absorção de parte dos prejuízos acumulados, homologada ANEEL, nos termos do Despacho nº 1.636, de 09 de junho de 2017. 22.2 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 a o artigo 193 da Lei 6.404/76. 22.3 Dividendos O Estatuto Social determina a distribuição de um dividendo mínimo 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 ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 4.463/2013 aprovou o Plano de Recuperação da Companhia tendo, dentre outros, estabelecido que a distribuição de dividendos acima do mínimo exigido pela legislação fica condicionada a uma relação entre a Dívida Líquida e o Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA, menor ou igual a 3,5 (três vírgula cinco) vezes.

Resultados de 2017

57


A Administração está propondo a seguinte distribuição de dividendos:

2017 Lucro líquido do exercício 67.883 Absorção de prejuízos (4.459) Reserva legal (5%) (3.171)

Lucro líquido ajustado 60.253 Dividendos obrigatórios (25%) R$0,04 por ação 15.063

Dividendos adicionais propostos R$0,13 por ação 45.190 Total dos dividendos 45.190

% sobre o lucro líquido ajustado 100

22.4 Outros resultados abrangentes Refere-se a contabilização do plano de benefício a empregados líquidos de impostos. Os referidos saldos estão contabilizados como Outros resultados abrangentes em atendimento ao CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis. Segue movimentação ocorrida nos exercícios:

2017 2016

Saldo inicial – 2016 e 2015 (500) (73)

Ganho e perda atuarial – benefícios a empregados (4.997) (647)

Tributos sobre ganho e perda atuarial – benefícios a empregados 1.699 220

Saldo final – 2017 e 2016 (3.798) (500)

Resultados de 2017

58


23 Receita operacional

2017 2016

Fora do escopo dos auditores independentes

Fora do escopo dos

auditores independentes

Nº de consumidores

MWh R$ Nº de

consumidores MWh R$

Residencial 647.957 1.383.469 595.667 206.573 455.658 269.313 Industrial 4.437 383.273 148.758 1.300 105.428 59.528 Comercial 61.615 727.466 314.074 21.100 269.348 154.830 Rural 45.132 295.055 78.223 11.921 60.040 22.252 Poder público 6.551 117.054 49.351 2.092 47.440 25.110 Iluminação pública 610 190.457 47.415 94 61.539 20.447 Serviço público 1.139 163.525 57.481 348 62.657 28.415 Consumo próprio 170 3.305 - 47 1.523 -

Subtotal 767.611 3.263.604 1.290.969 243.475 1.063.633 579.895 Suprimento - 509.665 115.786 - 139.111 23.116 Fornecimento não faturado líquido - 2.303 3.179 - 1.073 (2.289) Disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição

130 - 90.288 - - 9.425

Receita de construção de infraestrutura (1) - - 106.582 - - 26.439 Outras receitas operacionais - - 15.352 - - 7.146 Valor Justo Ativo Indenizável - - 739 - - 314 (-) Ultrapassagem demanda (2) - - (3.190) - - (519) (-) Excedente de reativos (2 - - (2.874) - - (1.312) Constituição e amortização – CVA ativa e passiva (3) - - 52.799 - - (46.243) Subvenções vinculadas ao serviço concedido - - 66.967 - - 19.814 Total - receita operacional bruta 767.741 3.775.572 1.736.597 243.475 1.203.817 615.786

Deduções da receita operacional

ICMS - - 277.583 - - 109.444 PIS - - 25.858 - - 9.734 COFINS - - 119.102 - - 44.835 Deduções Bandeiras Tarifárias – CCRBT (4) - - 25.864 - - (203) Programa de Eficiência Energética - PEE - - 5.111 - - 1.730 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - - 147.150 - - 75.062 Programa de Eficiência e Desenvolvimento - P&D - - 5.111 - - 1.730 Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

- - 1.311 - - 535

Total - deduções receita operacional - - 607.090 - - 242.867

Total - receita operacional líquida 767.741 3.775.572 1.129.507 243.475 1.203.817 372.919

(1) A receita de construção de infraestrutura está representada pelo mesmo montante em custo de construção de infraestrutura. 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) Inclui R$4.606 (R$1.831 em 2016) de receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo, contabilizado em contrapartida de outros passivos financeiros setoriais, conforme Despacho ANEEL nº245/2016, e R$1.119 na amortização referente ao Oficio Circular 112/2017-SFF/ANEEL, exclusivo para as distribuidoras que renovaram o contrato de concessão, que definiu que os dados de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo acumulados até a competência fevereiro/2017 fossem transferidos para Obrigações Especiais e os dados posteriores a março/2017 fossem contabilizados como Passivo Financeiro Setorial (vide nota explicativa nº 10).

(3) Refere-se ao montante de ativos e passivos financeiros setoriais reconhecidos no resultado do exercício de 2017 e 2016 de acordo com o 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 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$55.057 (R$11.856 em 2016), tendo sido repassado da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT o montante de R$25.864 e recebido da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT o montante de R$203 em 2016. Dessa forma, o efeito líquido das bandeiras tarifárias no resultado da Companhia em 2017 foi de R$29.193 (R$12.059 em 2016).

Resultados de 2017

59


Para os meses de janeiro a novembro de 2017 e exercício 2016 a ANEEL já 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) -11 1

Fevereiro Nº 899 de 30 de março de 2017(Nº 797 de 30 de março de 2016) -8 2

Março Nº 1.237 de 05 de maio de 2017 (Nº 1.061 de 02 de maio de 2016) 164 -

Abril Nº 1.492 de 30 de maio de 2017 (Nº 1.431 de 31 de maio de 2016) 214 -

Maio Nº 1.944 de 04 de julho de 2017 (Nº 1.734 de 29 de julho de 2016) -136 -

Junho Nº 2.330 de 01 de agosto de 2017 (Nº 2.045 de 29 de julho de 2016) 2.915 1

Julho Nº 2.742 de 30 de agosto de 2017 (Nº 2.298 de 29 de agosto de 2016) 2.250 1

Agosto Nº 3.365 de 02 de outubro de 2017 (Nº 2.626 de 30 de setembro de 2016) 3.744 -2

Setembro Nº 3.711 de 01 de novembro de 2017(Nº 2.882 de 01 de novembro de 2016) 2.504 -3

Outubro Nº 4.068 de 04 de dezembro de 2017 (Nº 3.147 de 01 de dezembro de 2016) 4.504 -4

Novembro Nº 2 de 02 de janeiro de 2018 (Nº 3.415 de 29 de dezembro de 2016) 6.767 -92

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

2.957 -107

25.864 -203

24 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 640.657 - - - 640.657 214.513 Encargo de uso - sistema de transmissão e distribuição 84.129 - - - 84.129 37.898 Pessoal e administradores - 48.913 15 16.096 65.024 31.507 Entidade de previdência privada/plano de saúde - 1.162 - 5.496 6.658 - Material - 6.121 12 2.808 8.941 4.780 Serviços de terceiros - 25.243 114 43.740 69.097 26.555 Depreciação e amortização - 26.890 - 4.855 31.745 16.788 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - 761 - - 761 802 Provisão (reversão) para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais

- (460) - 611 151 (1.038)

Custo de construção - - 106.582 - 106.582 26.439 Outros - 1.909 - 6.123 8.032 6.804

724.786 110.539 106.723 79.729 1.021.777 365.048

Energia Elétrica Comprada para revenda

MWH (**) Energia elétrica comprada p/revenda

2017 2016 2017 2016

Energia de Itaipú – Binacional 257.998 263.032 176.282 53.855 Energia de Leilão 433.949 462.116 177.624 108.989 Energia Bilateral 195.761 196.227 147.806 35.897 Cotas de Angra Resolução Normativa nº530/2012 45.416 45.540 24.868 9.104 Energia de curto prazo - CCEE (*) 7.461 5.780 54.126 - Cotas Garantia Física Resolução Homologatória nº 1410/2013 324.212 332.160 103.629 19.714 Programa Incentivo Fontes Alternativas Energia - PROINFA 26.090 27.610 20.979 9.507 (-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (64.657) (22.553)

Total 1.290.887 1.332.465 640.657 214.513

(*) Inclui nesta linha demais custos na CCEE tais como, efeitos dos 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

60


25 Outros resultados

2017 2016

Ganho na desativação/alienação de bens/direitos 2.815 - Outros 3.256 12

6.071 12

Perdas na desativação/alienação de bens e direitos (3.036) (435) Perda de inventário - (28) Outros (591) (176)

(3.627) (639)

Total 2.444 (627)

26 Receitas e despesas financeiras

2017 2016

Receitas financeiras Receita de aplicações financeiras 17.475 7.564

Juros ativos 6.516 2.115 Variação monetária e acréscimo moratório de energia vendida 13.122 6.369 Juros de energia vendida - CCEE 166 71

Atualização financeira - Ativos financeiros setoriais (2.513) 2.794 Juros Selic s/impostos a recuperar 12.054 - Atualização depósito judicial 859 - Juros Selic s/ PERT 8.655 - Redução: 70% multas e 90% juros Selic (Lei 13496) 4.081 -

(-) Tributos sobre receitas financeiras – PIS/COFINS (3.948) (520) Outras 16.794 187

Total receitas financeiras 73.261 18.580

Despesas Financeiras

Encargos de dívidas - juros (21.309) 15.707 Variação Cambial compra de Energia - Itaipu Binacional - (727) Marcação a mercado da dívida 2.868 (3.049) Juros e Multas (4.337) (8.416) Juros e multa - PERT (12.542) - Outros débitos fiscais - PERT (1.036) - Instrumentos financeiros derivativos (10.179) (36.427) Despesas Bancárias/IOF (1.118) - Atualização saldo à aplicar de P&D e PEE (3.455) - Atualiz. parcelamento de impostos e encargos (2.071) - Despesa com aval (892) - Marcação a mercado derivativos 3.249 4.201 Atualização financeira - Passivos financeiros setoriais 861 (2.093) Variação monetária de provisão para riscos (162) (286) Transferência para ordens em curso 275 413 Provisão para perda de crédito tributário (13.564) - Outras (15.560) (2.378)

Total despesas financeiras (78.972) (33.055)


27 Lucro por ação

Cálculo de lucros por ação (em milhares de reais, exceto lucro líquido básico por ação):

2017 2016

Numerador

Lucro líquido do exercício 67.883 716 Denominador (em milhares de ações)

Média ponderada de número de ações ordinárias 71.909 320.594 Resultado básico por ação ordinária (*) 0,944 0,002

(*) A Companhia não possui instrumento diluidor

Resultados de 2017

61


28 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 nossos auditores independentes. As principais coberturas são:

Ramos Data de

Vencimento Importância Segurada

Prêmio Anual

2017 2016

Riscos Operacionais 07/11/2018 63.000 403 117

Responsabilidade Civil Geral 23/11/2018 50.600 225 96 Frota - Danos Materiais, Corporais e Morais a Terceiros 23/10/2018 Até R$360 / veículo 92 26 Vida em Grupo Acidentes Pessoais (*) 31/12/2018 51.226 146 48 Responsabilidade Civil de Administradores e Diretores (D&O) 26/11/2018 50.000 28 15 Transporte Nacional 30/01/2018 Até R$2.000/veiculo 18 6 Compreensivo Empresarial 28/09/2018 820 2 1

914 309 (*) Importância Segurada relativa ao mês de DEZ/2017 e prêmio anualizado.

29 Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco

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 da Companhia ter classificado os respectivas 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$2.391 (R$1.013 em 2016), assim como as principais premissas utilizadas, estão divulgadas nas notas explicativas nº 10 e 14.

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

ATIVO Nível

2017 2016

Contábil Valor Justo Contábil Valor Justo Caixa e equivalentes de caixa 2 11.317 11.317 33.430 33.430 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 2 195.029 195.029 55.273 55.273 Consumidores e concessionárias 2 278.309 278.309 67.991 67.991 Títulos de créditos a receber 2 4.824 4.824 628 628 Contas a receber da concessão 3 38.984 38.984 12.572 12.572 Instrumentos financeiros derivativos 2 8.771 8.771 20.459 20.459 Ativos financeiros setoriais 3 179.909 179.909 29.787 29.787

PASSIVO Nível

2017 2016

Contábil Valor Justo Contábil Valor Justo

Fornecedores 2 185.623 185.623 37.412 37.412 Empréstimos, financiamentos, encargos de dívidas e debêntures 2 380.621 380.751 160.751 160.728

Parcelamento de tributos 2 - - 26.483 26.483 Passivos financeiros setoriais 3 196.703 196.703 43.965 43.965 Instrumentos financeiros derivativos 2 8.984 8.984 - -

Resultados de 2017

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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 2017 e 2016, estão identificadas a seguir: Não derivativos – classificação e mensuração

a) Empréstimos e recebíveis Incluem, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber e outros créditos. São inicialmente mensurados pelo custo amortizado, usando-se a taxa de juros efetiva, sendo seus saldos aproximados ao valor justo.

b) Aplicações financeiras avaliadas a valor justo por meio do resultado ou custo amortizado Os saldos das aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários - CDB 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.

c) Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (i) empréstimos e recebíveis, (ii) investimentos mantidos até o vencimento, ou (iii) 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.

d) 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, encargos de dívidas e debêntures – 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, 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). 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.

Resultados de 2017

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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 período, 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” foi impactado com um ganho de R$1.533 (um ganho de R$3.049 e R$(1.516) das incorporadas em 2017) e reconhecido no resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. Em jul/2017, a Companhia realizou a captação de R$ 81,7 milhões através da emissão de debentures e efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de “hedge”) para troca de variação de juros pré-fixado para pós-fixados em CDI. Em out/2017, a Companhia realizou a captação de R$ 118 milhões através da emissão de debentures e efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de “hedge”) para troca de variação de juros pré-fixado para pós-fixados em CDI.

Fair Value Option A Companhia optou pela designação formal de novas operações de dívidas contratadas em 2017, para as quais 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 período o valor contábil das dívidas designadas como “Fair Value Option” foi impactado em R$1.355 e reconhecido como resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. 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 A Diretoria tem responsabilidade geral pelo estabelecimento e supervisão do modelo de administração de risco da Companhia. Assim, fixou limites de atuação com montantes e indicadores preestabelecidos na “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” (revista anualmente e disponível na web site da Companhia) e nos regimentos internos da diretoria. 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

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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 dos exercícios são:

2017 2016 Dívida (1) 380.621 160.751 Caixa e equivalentes de caixa (11.317) (33.430)

Dívida líquida 369.304 127.321

Patrimônio líquido (1) 579.280 188.016

Índice de endividamento líquido 0,64 0,68

(1) A dívida é definida como empréstimos, financiamentos e debêntures de curto e longo prazos e encargos de dívidas (excluindo

derivativos e contratos de garantia financeira), conforme detalhado nas notas explicativas nº 17 e 18.

(2) 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. A seguir, apresentamos a estratificação dos passivos financeiros, incluindo pagamentos de juros estimados. Não é esperado que possam ocorrer alterações significativas nos fluxos de caixa incluídos nesta análise.

Taxa média de juros efetiva ponderada

Até 6 meses

De 6 a 12 meses

De 1 a 3 anos

De 3 a 5 anos

Mais de 5 anos

Total

Fornecedores

210.042 - - - - 210.042

Empréstimos, financiamentos, encargos de dívidas e debêntures 8,63% 68.566 21.914 126.367 221.890 62.258 500.995

Instrumentos Financeiros Derivativos

(7.955) (1.029) (9.353) 10.872 7.252 (212)

Total

270.653 20.885 117.014 232.762 69.510 710.825

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” do Grupo Energisa. Constituído no primeiro trimestre de 2010, o Comitê de Auditoria do Conselho de Administração tem a função de supervisionar se a administração do grupo 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

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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 foram:

Nota 2017 2016

Caixa e equivalentes de caixa 5 11.317 33.430




Contas a receber da concessão 14 38.984 12.572


Ativo financeiros setoriais 11 179.909 29.787

c) Risco de mercado: taxa de juros e de câmbio Parte dos empréstimos e financiamentos em moeda nacional, apresentados na nota explicativa nº 17, é composta de financiamentos obtidos junto a diversos agentes de fomento nacional (Eletrobrás e BNDES) e outras instituições 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 alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, em face dos 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 as variações 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 de emissões da Companhia em 31 de dezembro de 2017 de R$385.001 (R$160.751 em 2016), R$ 92.131 (R$128.060 em 2016) estão representados em dólares, conforme nota explicativa nº 17.As operações que possuem proteção cambial e os respectivos instrumentos financeiros utilizados estão detalhadas abaixo: Os empréstimos em dólar norte americano têm vencimento de curto e longo prazo (último vencimento em junho de 2022) e custo máximo de 4,96% ao ano mais variação cambial. No balanço patrimonial de 31 de dezembro de 2017, a Companhia apresenta no ativo circulante (R$20.459 em 2016), no ativo não circulante R$ 8.771, no passivo circulante R$8.984 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 reflete 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 do lançamento 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 do valor ora contabilizado.

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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. A proteção acima está dividida no instrumento descritos a seguir:

Operação

Notional Custo Financeiro (% a.a.)

Vencimento Designação (USD) Ponta Ativa Ponta Passiva

Resolução 4131 - Itaú BBA 7.663 VC + 5,05% CDI + 2,95% 26/02/2018 Fair Value Option

Resolução 4131 - BBM 6.309 V.C. + 3.68% CDI + 1,65% 30/04/2018 Fair Value Option

Resolução 4131 - Citibank 6.857 VC + (Libor + 1,70%) x 117,65% CDI + 1,53% 21/06/2022 Fair Value Option

Resolução 4131 - Citibank 6.857 VC + (Libor + 1,80%) CDI + 1,53% 21/06/2022 Fair Value Option

Adicionalmente, a Companhia possui operações de swap de taxa de juros (taxas pré-fixadas, CDI) associada ao “Notional” de seu endividamento em moeda local (Reais). As operações de swap de juros estão relacionadas a seguir:

Operação

Notional

(BRL)

Custo Financeiro (% a.a.)

Vencimento Designação Ponta Ativa Ponta Passiva

Itaú BBA X ESS 24.647 IPCA + 5,60% 101,75% CDI 15/06/2022 Fair Value Hedge




JP Morgan X ESS 8.580 IPCA + 4,49% 100,90% CDI 17/10/2022 Fair Value Hedge



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

Fair Value Hedge

Valor de referência

Descrição

Valor justo

2016 2016

Dívida (Objeto de Hedge) (*) 105.000 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (128.061)

105.000

Posição Ativa

Moeda Estrangeira - USD e LIBOR 128.313

Swap Cambial Posição Passiva (Instrumento de Hedge) Taxa de Juros CDI (107.854)

Posição Líquida Swap 20.459

Posição Líquida Dívida + Swap (107.602)

Fair Value Hedge


Descrição

Valor justo

2017 2017

Dívida (Objeto de Hedge) (*) 94.832 Taxa Pré-Fixada (101.363)

94.832

Posição Ativa

Taxa Pré-Fixada 101.370

Swap de Juros Posição Passiva

(Instrumento de Hedge) Taxa de Juros CDI (98.041)



(*) De acordo com a norma contábil, os empréstimos objetos de Fair Value Hedge são ajustados a valor presente desconsiderando o efeito da taxa Libor

Resultados de 2017

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De acordo com o CPC 40, apresentam-se abaixo os valores dos instrumentos financeiros derivativos da Companhia, cujos valores não foram contabilizados como “fair value hedge”, vigentes em 31 de dezembro de 2017:

Fair Value Option


Descrição

Valor justo

2017 2017

Dívida designada para 93.575 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (92.602)

“Fair Value Option”

93.575

Posição Ativa


Swap Cambial Posição Passiva

(Derivativo) Taxa de Juros CDI (96.144)

Posição Líquida Swap (3.542)


O Valor Justo dos derivativos contratados pela Companhia em 31 de dezembro de 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 17 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). 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 BM&F. Análise de Sensibilidade De acordo com a Instrução CPC 40, a Companhia realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais os instrumentos financeiros e derivativos estão expostos, conforme demonstrado:

a) 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):

Operação Exposição Risco

Cenário I

Cenário II (Deterioração de 25%)

Cenário III (Deterioração de 50%)

(Provável) (*)

Dívida Moeda Estrangeira – USD e LIBOR (93.575)

(85.841) (107.058) (128.275)

Variação Dívida -

7.734 (13.483) (34.700)

Swap Cambial Posição Ativa Instrumentos Financeiros Derivativos – USD e LIBOR 92.602

84.868 106.085 127.302

Variação – USD e LIBOR -

(7.734) 13.483 34.700

Posição Passiva Instrumentos Financeiros Derivativos - Taxa de Juros

CDI (96.144) Alta US$ (96.144) (96.144) (96.144)

Subtotal (3.542)

(11.276) 9.941 31.158

Total Líquido (97.117)

(97.117) (97.117) (97.117)

(*) 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.

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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 pré-fixada brasileira em reais para 31 de dezembro de 2017, atingem seu objetivo, o que é refletido no valor presente negativo de R$97.117, 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%, e em função da Companhia não possuir atualmente limitadores, levaria a valor presente negativo de R$97.117 em ambos os casos.

b) Variação das taxas de juros Considerando a manutenção da exposição às taxas de juros de 31 de dezembro de 2017, com a simulação dos efeitos nas demonstrações financeiras futuras, por tipo de instrumento financeiro seriam obtidos os seguintes resultados (ajustados a valor presente para a data base das demonstrações financeiras):

Operação Exposição Risco Cenário I (Provável) (*) Cenário II

(Deterioração de 25%) Cenário III

(Deterioração de 50%)

Dívida Moeda Local – Taxa de Juros (94.832)

(94.832) (94.832) (94.832)

Swap de Juros

Alta CDI

Posição Ativa Instrumentos Financeiros Derivativos – Pré 101.370 101.370 101.370 101.370

Posição Passiva Instrumentos Financeiros Derivativos - CDI (98.040) (98.040) (107.836) (117.631)

Variação - CDI + TJLP - - 9.796 (19.590)

Subtotal 3.329 3.329 (6.466) (16.261)

Total Líquido (91.503) (91.503) (101.299) (111.093)

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 caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o resultado financeiro líquido seria impactado em:

Instrumentos Exposição (R$ mil) Risco

Cenário I (Provável) (*)

Cenário II (Deterioração de

25%)

Cenário III (Deterioração de

50%)

Instrumentos financeiros ativos: Aplicações financeiras no mercado aberto e

recursos vinculados 206.176 Alta CDI 13.917 17.396 20.875 Instrumentos financeiros passivos:

Swap (96.144) Alta CDI (6.490) (7.814) (9.377) Empréstimos, financiamentos e debêntures. (121.277) Alta CDI (8.186) (10.233) (12.279)

(43.812) Alta TJLP (3.067) (3.834) (4.601)

(98.199) Alta IPCA (2.897) (3.621) (4.346)

(29.111) Alta SELIC (1.965) (2.456) (2.948)

Subtotal (**)

Total (Perdas) (388.543)

(22.605) (27.958) (33.551)

(182.367)

(8.688) (10.562) (12.676)

(*) 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 e TJLP 7,00% e Selic 6,75% ao ano. (**) Não inclui as operações pré-fixadas no valor de R$3.542.

Gerenciamento de risco de liquidez 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.

30 Benefícios pós-emprego

Resultados de 2017

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30.1 Contexto O Plano Elétricas é patrocinado pela empresa Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A (nova denominação social de Caiuá Distribuição de Energia S.A., que incorporou as distribuidoras Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A., Empresa Elétrica Bragantina S.A.) dentre outras. Em 30 de junho de 2017, em Assembleia Geral Extraordinária foi aprovada as incorporações societárias pela Energisa Sul-Sudeste – Distribuição de Energia S.A da Empresa Elétrica Bragantina S.A, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A., Companhia Nacional de Energia Elétrica, e Companhia Força e Luz do Oeste. A Companhia patrocinadora de planos de benefícios previdenciários mensurou os valores dos compromissos previdenciários dos planos conforme CPC 33 30.2 Sumário dos planos de benefícios As patrocinadoras têm como “veículo financeiro” dos seus planos de benefícios previdenciários a ENERGISAPREV – Fundação Energisa de Previdência, pessoa jurídica de direito privado, com funcionamento autorizado pela Portaria nº 47, de 24/10/2003, do Ministério da Previdência Social – Secretaria de Previdência Complementar. É resultado do processo de fusão das seguintes fundações: a) FUNREDE – Fundação Rede de Seguridade; b) FUNGRAPA – Fundação Grão Pará de Previdência e c) PREVIMAT – Fundação de Previdência e Assistência Social dos Empregados da CEMAT.

Os planos de benefícios previdenciários são descritos a seguir:

a. Plano de Benefícios Elétricas BD-I:

Instituído em 01/08/1986, encontra-se em extinção desde 31/12/1998, quando foi bloqueada a adesão de novos participantes. Assegura benefícios suplementares à aposentadoria por tempo de serviço/velhice, aposentadoria por invalidez, auxílio-doença, pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos Participantes, pelos Assistidos e pelas Patrocinadoras. b. Plano de Benefícios Elétricas-R:

Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu regulamento por meio da Portaria nº 880, de 12/01/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de Previdência Complementar do MPS. Assegura os seguintes benefícios: suplementação da aposentadoria por invalidez, suplementação do auxílio-doença, suplementação da pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido. Os benefícios são custeados exclusivamente pelas empresas Patrocinadoras e de forma solidária com as demais Patrocinadoras. Antes da fusão, os planos eram contabilizados em separado, e a partir de então as contas são prestadas de forma comum, em um único balancete, por conta da legislação que regulamenta as entidades de previdência complementar. Todavia, especificamente para efeitos desta Avaliação e para o cumprimento ao CPC 33, impõe-se a aferição compartimentada dos compromissos atuariais, das despesas com contribuições, dos custos e do ativo do Plano de Benefícios-R, por empresa patrocinadora. c. Plano de Benefícios Elétricas-OP: Instituído em 01/01/1999 e assegura o benefício de Renda Mensal Vitalícia, após o prazo de diferimento. Durante o prazo de diferimento do benefício, este plano está estruturado na modalidade de Contribuição Definida e o valor da Renda Mensal Vitalícia está sempre vinculado ao montante financeiro das contribuições acumuladas a favor do participante.

Resultados de 2017

70


A Renda Mensal Vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente a cada ano, e nessa fase é considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes (90%) e pelas patrocinadoras (10%). 30.3 Situação Financeira dos Planos de Benefícios – Avaliação Atuarial – data base 31 de dezembro de

2017 Com base na avaliação atuarial elaborada por atuários independentes da Companhia em 31 de dezembro de 2017, os planos de benefícios definidos, seguindo os critérios requeridos pelo CPC 33 - Benefício a empregados, são conforme segue: a. Número de participantes/beneficiários:

2017 2016

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Número participantes 3 1.043 (*) 2 369 (*)

Número assistidos 81 5 42 18 1 5

Número beneficiários pensionistas 27 5 4 1 2 1

Total 111 1.053 46 21 372 6

(*) No plano Elétricas OP, os participantes ativos e determinados assistidos não foram avaliados, tendo em vista características do plano de capitalização financeira.

b. Premissas utilizadas nesta avaliação atuarial:

Elétricas

2017 2016

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas

BD-I R Elétricas -

OP

I - Premissas Biométricas

Tábua de Mortalidade Geral (1)

BR-EMS 2015 por sexo



AT 2000 AT 2000 AT 2000

Suav. 10% Suav. 10% Suav. 10%

Tábua de Entrada em Invalidez LIGHT MEDIA LIGHT MEDIA N/A LIGHT MÉDIA

LIGHT MÉDIA

N/A

Tábua de Mortalidade de Inválidos (1)

MI 85 MI 85 N/A MI 85 MI 85 N/A

Composição Familiar (Ativos) Família Média Padrão

Família Média Padrão


Família Média

Padrão

Família Média

Padrão

Família Média

Padrão

Composição Familiar (Assistidos) Família Real Família Real Família Real Família Real

Família Real

Família Real

II - Variáveis Econômicas Taxa Real de Desconto da Obrigação Atuarial (3)

5,14% a.a. 5,28% a.a. 5,14% a.a. 6,10% a.a. 6,10% a.a. 6,10% a.a.

Expectativa de Inflação Futura (2) 4,00% a.a. 4,00% a.a. 4,00% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. Taxa de Rendimento Esperado dos Ativos

9,35% a.a. 9,49% a.a. 9,35% a.a. 11,94% a.a. 11,94% a.a. 11,94%

a.a. Fator Capacidade Salarial e de Benefício

1 1 1 1 1 1

Taxa de Crescimento Real de Salários (*)

7,38% a.a. 7,38% a.a. N/A 8,67% a.a. 8,67% a.a. N/A

Taxa de Rotatividade 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a.

III - Regime Financeiro de Capitalização

Crédito Unitá- rio Projetado



Crédito Unitá-

Crédito Unitá-

Crédito Unitá-

rio Projetado

rio Projetado

rio Projetado

Conforme o item 83 do CPC 33, a taxa de desconto utilizada na Avaliação está adequada com aquela praticada pelo mercado financeiro e com a política econômica do país e considerando o cenário econômico-financeiro internacional, motivo pelo qual acreditamos que a hipótese por nós adotada é adequada para o momento. Conforme o item 79 do CPC 33, utilizou-se a expectativa de inflação de longo prazo, tendo em vista, relatório de mercado – Focus informados pelo Banco Central.

Resultados de 2017

71


c. Síntese da Avaliação Atuarial:

Elétricas

2017 2016

Elétricas BD-I R

Elétricas - OP

Plano de Saúde

Elétricas BD-I R

Elétricas - OP

EVOLUÇÃO DAS OBRIGAÇÕES ATUARIAIS

1. Valor presente da obrigação no início do exercício 8.983 1.739 4.309 5.322 7.487 1.447 2.970

Saldo inicial das empresas incorporadas 33.273 8.710 41.839 - - - -

Custo do serviço corrente 25 227 - 228 2 49 -

Custo dos juros 4.781 1.213 5.265 635 964 191 385

(Ganhos)/Perdas atuariais 4.183 (390) 4.456 1.312 1.226 104 1.279

Benefícios pagos (3.380) (533) (3.372) - (696) (52) (325)

6. Valor presente da obrigação no fim do exercício 47.865 10.966 52.497 7.497 8.983 1.739 4.309

- - -

EVOLUÇÃO NO VALOR JUSTO DOS ATIVOS DO PLANO

1. Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 8.799 1.349 4.874 - 8.159 1.167 3.199

Saldo inicial das empresas incorporadas 32.593 6.755 47.324 - - - -

Ganhos/(Perdas) dos ativos 326 (219) 6.902 - 283 (270) 1.444

Retorno esperado dos ativos do plano 4.751 972 6.012 - 1.053 158 425

Contribuições do empregador 4 659 - - - 346 131

Benefícios pagos (3.380) (533) (3.372) - (696) (52) (325)

6. Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 43.093 8.983 61.740 - 8.799 1.349 4.874

- - -

BALANÇO PATRIMONIAL

1. Valor justo do ativo 43.093 8.983 61.740 - 8.799 1.349 4.874

2. Obrigações atuariais (47.865) (10.966) (52.497) (7.497) (8.983) (1.739) (4.309)

3. Posição Líquida (4.772) (1.983) 9.243 (7.497) (184) (390) 565

4. Limite do ativo (Resolução CNPC Nº 22/2015) - - (9.243)

- - (565)

5. Passivo atuarial parte do participante 4.111 - -

77 - -

6. (Déficit) / Superávit passível de reconhecimento (4.772) (1.983) - (7.497) (184) (390) -

Uso de Estimativa: 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, em conformidade com o CPC 33 de 13 de dezembro de 2012 e as regras contábeis estabelecidas no Pronunciamento Técnico CPC nº33 R1 (IAS 19) do Comitê de Pronunciamentos Contábeis. 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 e os compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médico são reconhecidos integralmente em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido. d. Prêmio de Aposentadoria e Pensão A Companhia é patrocinadora de planos de benefícios previdenciários aos seus empregados, na modalidade de contribuição definida e de benefício definido, que é vedado o ingresso de novos participantes e os atuais neles inscritos, estão na condição de assistidos. O plano de benefício definido 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.

Resultados de 2017

72


Em 31 de dezembro de 2017 a despesa de patrocínio a esses planos foi de R$1.333 (R$82 em 2016).

Reconciliação

2017 2016


Posição líquida em 2016 e 2015 (184) (390) 565 - (280) - Saldo inicial das empresas incorporadas (680) (1.954) 5.485 - - - Efeito em outros resultados abrangentes (3.857) 171 (24) (272) (374) 89 Efeito no resultado do exercício (55) (469) 747 88 (82) 40 Contribuição da patrocinadora vertidas no ano 4 659 - - 346 131 Efeito do Limite do Teto do Ativo - - 2.470 - - 305

Posição líquida em 2017 e 2016 (4.772) (1.983) 9.243 (184) (390) 565

Demonstração das despesas para o exercício de 2018, segundo critérios do CPC33/IAS19:

Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Custo do serviço corrente 37 202 -

Custo dos juros 4.319 1.011 4.727

Rendimento esperado do ativo do plano (3.874) (849) (5.591)

Juros sobre o Excesso ao Valor Justo dos Ativos - - 864

Despesas previstas para 2018 482 364 -

e. Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Planos

Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Plano Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Títulos Públicos 62,06% 71,92% 55,52%

Créditos Privados 10,75% 10,86% 11,25%

Ações 0,00% 0,00% 0,00%

Fundos de investimentos 18,36% 16,14% 18,96%

Investimento imobiliário 8,49% 0,00% 7,93%

Empréstimo financeiro 0,30% 1,05% 6,29%

Outros 0,04% 0,03% 0,05%

Total dos investimentos 100,00% 100,00% 100,00%

f. Plano de saúde A Companhia mantém benefício pós emprego e Assistência Médico-Hospitalar para os empregados ativos, aposentados e pensionistas e seus dependentes legais. As contribuições mensais da Companhia correspondem aos prêmios médios calculados pela Seguradora, multiplicado pelo número de vidas seguradas. Esses prêmios são reajustados anualmente, em função da sinistralidade, pela variação dos custos médicos e hospitalares, dos custos de comercialização e de outras despesas incidentes sobre a operação do seguro, com o objetivo de manter o equilíbrio técnico-atuarial da apólice. As contribuições arrecadadas dos aposentados, pensionistas e ex-funcionários são reajustadas pela inflação (INPC). No exercício de 2017 a Companhia procedeu o cálculo atuarial do plano de benefício pós emprego (Despesas de Assistência Médico-Hospitalar) tendo apurado o montante de R$7.422, dos quais R$5.503 foi registrado na rubrica entidade de previdência privada – despesa de pessoal, R$630 em outras despesas financeiras na demonstração de resultado exercício. Além, R$1.289 referente ao ganhos e perdas atuarias contabilizados em outros resultados abrangentes, líquidos de impostos no patrimônio líquido.

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. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 as despesas com o plano de saúde foram de R$4.662 (R$2.285 em 2016).

Resultados de 2017

73


Abaixo são apresentados a conciliação dos saldos reconhecidos no balanço, um demonstrativo da movimentação do passivo (ativo) atuarial líquido, no exercício, e o total da despesa reconhecida na demonstração do resultado consolidado.

2017

Valor presente das obrigações no início do ano (5.279)

Custo do serviço corrente bruto (com juros) (224)

Juros sobre obrigação atuarial (630)

Perdas (ganhos) atuarial sobre a obrigação atuarial (1.289)

Valor das obrigações calculadas no final do ano (7.422)

Circulante (1.025)

Não Circulante (6.407)

Demonstração das despesas para os exercícios de 2018, segundo critérios do CPC33 (IAS 19):

2018

Custo do serviço corrente (com juros) (314)

Juros sobre as obrigações atuariais (711)


31 Compromissos

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

Contrato de compra de energia (*)

Vigência 2018 2019 2020 2021 Após 2021 2018 a 2048 413.837 425.981 385.957 393.518 7.849.123

(*) 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.

32 Meio ambiente (*)

A Companhia trata os impactos sociais e ambientais de seus produtos, processos e instalações, através de programas e práticas que evidenciam a sua preocupação e responsabilidade para com o meio ambiente, dentre as quais merecem destaque (valores em R$ mil):

1. Postes e cruzetas: A empresa vem substituindo postes de madeira para postes de concreto e as cruzetas de madeira e concreto por cruzetas ecológicas, feitas de polietileno e fibra natural, ecologicamente corretas e mais duráveis. Em 2017, foram utilizadas 9.150 (4.310 em 2016) cruzetas ecológicas, o que representou um investimento na ordem de R$678 (R$301 em 2016).

2. 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, conhecidos como rede compacta, de forma a evitar podas indesejáveis. Em 2017, foram construídos 74,4 km (132 km em 2016) de rede com cabo multiplexado e/ou rede compacta, totalizando um investimento na ordem de R$7.680 (R$6.441 em 2016), apresentando atualmente um total de 11,5% de redes protegidas e isoladas, quando comparadas com o total das redes elétricas da Companhia.

3. Nas construções das linhas de transmissão e subestações, são realizados os processos junto ao órgão ambiental competente para licenciamento ambiental das mesmas conforme previsto na legislação pertinente, realizando o acompanhamento da obra durante as fases de concepção, projeto, execução e monitoramento após sua conclusão.

Resultados de 2017

74


4. Além de ter conhecimento da natureza dos resíduos gerados durante a execução de suas atividades, a

Companhia realiza ações relacionadas ao Gerenciamento de Resíduos, as quais atendem à Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), instaurada pela Lei Federal nº 12.305, de 2 de agosto de 2010. Dentre estas ações, destacam-se o gerenciamento dos papeis e papelões, resíduos recicláveis, pilhas e baterias, resíduos eletrônicos, resíduos perigosos, Equipamentos de Proteção Individual (EPIs), tonners e lâmpadas.

5. Descarte de papeis: Durante o ano foram recolhidos e destinados à reciclagem 3.007,5 kg de papeis de escritório inservíveis e papelões. O material é coletado em parceria com recicladores municipais, o que contribui tanto com o meio ambiente quanto socialmente para com os envolvidos.

6. Coleta de pilhas e baterias: Há disponíveis alguns recipientes de coleta espalhados pelas dependências da empresa para coleta de pilhas e baterias utilizadas nas atividades da empresa, como também trazidos pelos colaboradores e clientes. Posteriormente esse resíduo é descontaminado e descartado corretamente por empresa licenciada pelo órgão ambiental competente.

7. Descarte de perigosos e EPIs: Foi contratada empresa especializada e licenciada para coleta de resíduos perigosos, classificados como resíduo Classe I segundo a ABNT NBR 10.004:2004, e para os EPIs que fossem devolvidos para serem descartados. Durante o ano de 2017 foram coletados 4306,4 kg de resíduos. Os contratos que compunham todas as coletas do ano foram na ordem de R$ 44, os quais contemplou também a obtenção da licença para transporte de resíduos perigosos exigida no Estado de São Paulo.

8. Descarte de lâmpadas: Em 2017 foram coletadas e descartadas 732 lâmpadas, através de empresa especializada e licenciada para a atividade, causando um custo de descarte na ordem de R$ 3. As lâmpadas são oriundas das instalações prediais da Companhia.

9. A Companhia tem consciência de sua responsabilidade ambiental, procedendo desta forma à regeneração de óleos isolantes utilizados em seus equipamentos, garantindo a reutilização deste material e evitando a poluição do meio ambiente, bem como realização sistemática e permanente de análises em amostras de óleo isolante, verificando o teor de Bifenilas Policloradas (PCB) e /ou impurezas, a fim de eliminar tais elementos dos equipamentos da empresa, ratificando assim, o cumprimento dos requisitos legais.

10. Estímulo à educação ambiental, no intuito de aumentar a conscientização dos colaboradores para utilizar os recursos naturais de forma racional e sustentável, além da otimização de sua qualidade de vida, refletindo em suas famílias e em toda a sociedade. Como ações, foram realizadas campanhas internas, dando destaque para o Dia da Água, Dia da Árvore, Dia da Terra e para a realização da IX Semana da Sustentabilidade.

11. Exige aos participantes dos processos de venda de sucatas com materiais potencialmente poluidores que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental.

12. Gestão da Poda: Durante o ano de 2017, foram feitos treinamentos de poda com as equipes que

executam esta atividade nos municípios de concessão da Companhia. Os treinamentos compreenderam as equipes próprias e terceirizadas. Os treinamentos e orientações fazem parte das ações ambientais, com o intuito de promover a educação ambiental voltada para a preservação da vegetação, a fim de possibilitar uma convivência harmoniosa entre a vegetação e a rede elétrica. Foram treinados durante 2017, 259 colaboradores e terceirizados.

13. Monitoramento climático: A Companhia mantém convênio com empresa especializada em monitoramento climático, a qual detecta e informa as descargas atmosféricas, intensidade e velocidade das chuvas, como também realizam mapeamento instantâneo das ocorrências meteorológicas em toda a área de concessão da Companhia. O intuito do programa é se precaver às mudanças climáticas de grande impacto, a fim de que sejam tomadas medidas de prevenção necessárias para que o fornecimento de energia seja mantido.

14. Combustível renovável: A Companhia prioriza em veículos leves o uso de ETANOL. Um dos objetivos da ação, iniciada em 2013, é reduzir a emissão de CO2 na atmosfera. Além disso adquiriu em 2015 novos veículos, cujos modelos emitem menos CO2 quando comparados aos modelos anteriormente utilizados pela empresa, conforme classificação do INMETRO.

Resultados de 2017

75


15. Manutenção preventiva e corretiva dos veículos, que tem importante papel na redução dos níveis de

poluição atmosférica. Como ação direta, foi implantando no ano de 2017 o programa de controle da emissão da fumaça preta nos veículos à Diesel. Através da metodologia da Escala de Ringelmann, a qual consiste numa avaliação numa escala de cores, é verificado periodicamente o nível da fumaça preta emitida. Caso seja constatada uma coloração fora dos padrões permitidos pela legislação vigente, o veículo é encaminhado para a manutenção. Esta metodologia é a mesma utilizada nos órgãos ambientais que realizam este tipo de fiscalização.

16. Por meio da compensação em decorrência a supressões previamente autorizadas foram desenvolvidos projetos para plantios e manutenção, por no mínimo 3 anos, de mudas de árvores nativas em áreas do estado de São Paulo. Em andamento, temos 4 projetos na Companhia, com aproximadamente 12,6 hectares sendo reflorestados, o que equivale ao plantio de 24.500 mudas, somando um desembolso na ordem de R$ 453 ao final dos projetos.

17. Atuação junto ao poder público municipal para autorizar a atividade de poda de árvores nos municípios e determinadas adequações da arborização em pontos críticos de fornecimento de energia.

18. Em 2017 foram realizadas doações de 320 mudas de árvore à Secretaria de Meio Ambiente de

Guarapuava-PR e 340 mudas de árvore à Prefeitura de Echaporã-SP. Tais parcerias visam colaborar para um futuro com mais qualidade do ar, sombra fresca, além do embelezamento destas localidades. Para realização destas ações, foram demandados desembolsos na ordem de R$ 6.

19. O Sistema de Gestão em Meio Ambiente, Aspectos Sociais, Saúde e Segurança do Trabalho – SGMASS da

Companhia é baseado nas normas ISO 14.001, OSHAS 18.001 e Legislação pertinente. O sistema é capaz de fornecer os subsídios necessários ao adequado monitoramento dos aspectos socioambientais, saúde e segurança.

20. Contratação de fornecedores: contrata 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.

(*) informações fora do escopo dos auditores independentes.

Resultados de 2017

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33 Informações adicionais ao fluxo de caixa

As movimentações patrimoniais que não afetaram o fluxo de caixa da Companhia são:

2017 2016

Atividades operacionais Contas a receber da concessão - Bifurcação de Ativos 4.580 38

Contas a receber da concessão - Valor justo ativo indenizável da concessão 739 314 Fornecedores 12.512 3.049

Atividades de investimentos Aquisição de intangível em processo de pagamento 12.512 3.049

Atividades de financiamento Aumento de capital com adiantamento - 22.590

Agrupamento de áreas de concessão Caixa, equivalente de caixa 6.016 -

Aplicações financeiras e recursos vinculados 167.482 Títulos e créditos a receber 2.077 Estoques 2.478 Consumidores e concessionárias 151.925 - Tributos a recuperar 93.780 - Créditos tributários 39.487 - Ativos Financeiros Setoriais 27.833 - Serviços em curso (P&D e PEE) 9.621 Instrumento financeiro derivativo 3.431 Cauções e depósitos vinculados 20.864 - Contas a receber da concessão 21.093 - Outros ativos 48.373 - Investimentos 450 Intangível 403.231 - Fornecedores 110.143 - Empréstimos e financiamentos 200.606 - Tributos e contribuições sociais 76.865 - Parcelamento de impostos 52.965 Passivos Financeiros Setoriais 78.109 - Instrumentos financeiros derivativos 24.906 - Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 10.993 - Benefícios a empregados 2.822 Encargos do consumidor a recolher 18.968 Obrigações estimadas 9.276 Taxa de iluminação pública 3.368 Obrigações setoriais 48.537 - Dividendos a pagar 1.164 Outras contas a pagar 17.677 - Aumento de capital 341.742 -

34 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.

Resultados de 2017

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Diretoria Executiva

Gabriel Alves Pereira Junior Diretor Presidente e Diretor Administrativo e de Controles Mauricio Perez Botelho Diretor Financeiro Fernando Cezar Maia Diretor de Estratégia e Assuntos Regulatórios José Adriano Mendes Silva Diretor Técnico e Comercial Daniele Araújo Salomão Castelo Diretora sem designação específica Gioreli de Sousa Filho Diretor sem designação específica Roberto Carlos Pereira Currais Diretor sem designação específica Vicente Cortes de Carvalho Contador CRC-MG 042523/O-7 “S” SP

Resultados de 2017

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Relatório dos Auditores Independentes sobre as demonstrações financeiras

Aos Acionistas, Conselheiros e Administradores da Energisa Sul - Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. (denominada anteriormente Caiuá - Distribuição de Energia S.A.) Presidente Prudente - SP Opinião Examinamos as demonstrações financeiras da Energisa Sul - Sudeste– Distribuidora de Energia S.A. (denominada anteriormente Caiuá - Distribuição 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 Sul - Sudeste – 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.

Resultados de 2017

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Em conexão com a auditoria das demonstrações financeiras, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da 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;

Resultados de 2017

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• Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras, inclusive as 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

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Energisa Sul Sudeste - Distribuidora de Energia S/A

Energisa Sul Sudeste - Distribuidora de Energia S/A | DCR 2017

Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S/A

Relatório da Administração Regulatório e

Demonstrações Contábeis Regulatórias de 2017

Demonstrações Contábeis Societárias e Regulatórias

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Relatório da Administração Regulatório A Administração da Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. (nova denominação social da Caiuá - Distribuição de Energia S.A.) “Companhia” ou “ESS” 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 Bruno 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. Houve um forte engajamento para entregarmos os resultados com os quais estávamos comprometidos. Em 2017, a Energisa Sul Sudeste alcançou receita líquida consolidada de R$ 1.022,2 bilhão, EBITDA Regulatório de R$ 141,1 milhões e lucro líquido de R$ 68,9 milhões. A Companhia manteve os compromissos de investimento perseguindo a expansão da rede, a contínua melhoria da qualidade, o combate às perdas e à inadimplência. A Energisa Sul Sudeste passou por uma reorganização que simplificou a estrutura societária e administrativa, com a incorporação das quatro distribuidoras, conferindo maior eficiência gerencial e organizacional, racionalizando operações, otimizando a sua administração e despesas, e permitindo consideráveis benefícios de ganhos de eficiência técnica, de escopo e de escala. 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.

São Paulo, 27 de abril de 2018

Gabriel Alves Pereira Junior Ricardo Perez Botelho

Diretor Presidente da Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S/A

Diretor Presidente do Grupo Energisa


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2 Área de atuação

A Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A (“ESS”) é a nova denominação social da Caiuá Distribuição de Energia S/A, que incorporou, em junho de 2017, as distribuidoras: Companhia Nacional de Energia Elétrica (“CNEE”), Empresa de Distribuição de Energia Elétrica Vale Paranapanema (“EDEVP”), Empresa Elétrica Bragantina S/A (“EEB”) e a Companhia Força e Luz do Oeste “CFLO”). Essa reorganização simplificou a estrutura societária e administrativa, conferindo maior eficiência gerencial e organizacional à ESS, racionalizando operações, otimizando a sua administração e despesas, e permitindo consideráveis benefícios de ganhos de eficiência técnica, de escopo e de escala. A partir de 1º de julho de 2017 as distribuidoras passaram a ter um contrato de concessão único, com tarifas unificadas, de acordo com Resolução Autorizativa da Aneel nº 6.318/2017. A Energisa Sul Sudeste é uma distribuidora de energia elétrica que atende a mais de 767 mil clientes e uma população de aproximadamente 1,7 milhões de habitantes em 82 municípios, sendo 71 municípios no Estado de São Paulo, 10 municípios no Estado de Minas Gerais e 1 município no Estado do Paraná, em uma área de 30.082 Km2. A Energisa Sul-Sudeste (ESS) foi a vencedora do Prêmio IASC 2017, na região Sudeste. A premiação é resultado da pesquisa de opinião realizada junto aos consumidores da área de concessão de cada distribuidora. Essa é a primeira vez que a Energisa Sul-Sudeste participa do IASC, após o agrupamento das empresas. O prêmio simboliza o elevado nível de satisfação dos clientes cativos com o serviço prestado pela Energisa Sul-Sudeste.

3 Desempenho Operacional

Ligação de Consumidores: foram realizadas, no ano, 18.269 novas ligações com destaque 15.981 residenciais, 1.548 comerciais, 471 rurais, 27 industriais e 242 públicas. Número de consumidores: O número de consumidores em dezembro de 2017 apresentou um crescimento de 215,3% 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 185.715 190.307 203.549 206.573 647.957

Industrial 8.198 9.040 1.351 1.292 4.437

Comercial 19.219 19.643 20.666 21.092 61.615

Rural 11.631 11.711 11.807 11.921 45.132

Poderes Públicos 1.978 2.042 2.079 2.092 6.551

Iluminação Pública 65 65 83 94 610

Serviço Público 331 334 338 348 1.139

Outros 50 50 50 47 170

Total 227.187 233.192 239.923 243.459 767.611

Variação (%) (*) +2,6 +2,9 +1,5 +1,5

(*) ajustado o ano de 2016 incluindo o número de consumidores das empresas incorporadas para efeitos de calculos da variação (%) de crescimento.

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 4.193 GWh.


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

Tabela 2 - Mercado Atendido

Mercado Atendido - GWh 2013 2014 2015 2016 2017

Energia Faturada 1.070 1.128 1.087 1.064 3.294

Fornecimento 1.070 1.128 1.087 1.064 3.262

Residencial 420 449 445 456 1.383

Comercial 263 286 283 269 727

Industrial 157 153 126 105 383

Rural 61 66 62 60 295

Poderes Públicos 48 51 50 47 117

Iluminação Pública 58 59 61 62 190

Serviço Público 62 63 59 63 164

Consumo Próprio 1 1 1 2 3

Suprimento p/ agentes de distribuição - - - - 32

Uso da Rede de Distribuição 119 114 115 126 899

Consumidores Livres/Dist/Ger. 119 114 115 126 899

Total 1.188 1.242 1.202 1.190 4.193

Variação (%) (*)

+4,5 -3,2 -1,0 +4,3

(*) ajustado o ano de 2016 incluindo o GWh das empresas incorporadas para efeitos de calculos da variação (%) de crescimento.

Tabela 3 - Balanço Energético

Energia Requerida (GWh) 2013 2014 2015 2016 2017

Venda de Energia 1.070 1.128 1.087 1.064 3.294

- Fornecimento 1.070 1.128 1.087 1.064 3.262

- Suprimento - - - - 32

Consumidores Livres/Dist/Ger. 119 114 115 126 899

Mercado Atendido 1.188 1.242 1.202 1.190 4.193

Perdas na Rede Básica - 48 42 35 123

Perdas na Distribuição 103 105 98 94 284


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Perdas Técnicas 102 95 83 80 293

Perdas não técnicas - PNT 1 10 15 14 (9)

PNT/Energia requerida % 0,1% 0,7% 1,1% 1,1% -0,2%

Perdas Totais - PT 103 153 140 130 407

PT/ Energia Requerida % 7,9% 11,0% 10,4% 9,8% 8,8%

Total 1.291 1.395 1.342 1.319 4.600

Obs: Os dados anteriores ao exercício de 2017, refletem apenas o desempenho individual da Energisa Sul-Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A). E os de 2017, englobam os resultados da Energisa Sul Sudeste, com os das empresas incorporadas a partir de 30 de junho 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 8,30 8,87

2014 9,02 7,70

2015 11,84 9,11

2016 8,54 7,44

2017 6,60 4,97

Atendimento ao consumidor: a concessionária encerrou 2017 com 100% dos municípios universalizados. A concessionária conta com 83 agências regionais para atendimento aos consumidores. Em 2017, o call center recebeu 1.018.922 chamadas e o tempo médio de atendimento foi de 193 segundos.

4 Desempenho Econômico-Financeiro

Receita: A receita decorrente do fornecimento de energia elétrica no exercício, líquida do ICMS, totalizou R$1.013,4 bilhão, conforme quadro a seguir:

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


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Obs: As receitas do exercício de 2016, refletem apenas o desempenho individual da Energisa Sul-Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A). E os de 2017, englobam os resultados da Energisa Sul Sudeste, com os das empresas incorporadas a partir de 30 de junho de 2017.

Tarifas: A tarifa média de fornecimento de energia elétrica em 2017 atingiu R$ 410,73/MWh, redução de 1,08% com relação a 2016. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº2.271 de 11/07/2017, aprovou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica - RTP, com vigência a partir de 12 de julho de 2017. As tarifas ficaram, em média, reajustadas em 2,83%, 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$167,39/MWh.

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

Classe 2017

Residencial 439,20

Industrial 418,69

Comercial 440,77

Rural 316,33

Poderes Públicos 454,45

Iluminação Pública 255,40

Serviço Público 336,71

Outros 452,72

Tabela 7 - Tarifa por Faixa de Consumo para consumidor Baixa Renda Tarifa por Faixa de Consumo (kWh) 0 - 30 31 - 100 101-220 >220

Tarifa Bruta - R$/MWh 143,51 376,25 438,86 246,62

Tabela 8 - Efeito Médio a ser percebido pelo consumidor

Nível de Tensão (Casse de Consumo) Aumento Médio

Percebido

A2 3,37%

A3 6,40%

A3a 500,35%

A4 2,71%

Classe 2017 2016

Residencial 471.306 215.570

Industrial 93.989 46.661

Comercial 249.620 125.984

Rural 70.872 20.396

Outros 127.599 61.840

Total 1.013.386 470.451


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B1 (Residencial) 0,78%

B2 (Rural) 0,41%

B3 (Comercial/Industrial) 0,41%

B4 (Iluminação Pública) 0,41%

Grupo A 8,17%

Grupo B 0,63%

Grupo A+B 2,83%

Despesas: as despesas operacionais totalizaram em 2017 R$ 910,2 milhões. A rentabilidade do Patrimônio Líquido do exercício foi de 12,6%. EBITDA: o EBITDA ou LAJIDA, lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização foi de R$ 141,1 milhões, conforme trajetória a seguir:

Obs: O EBITDA do exercício de 2016, reflete apenas o desempenho individual da Energisa Sul-Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A). Enquanto o de 2017, engloba os resultados da Energisa Sul Sudeste, com os das empresas incorporadas a partir de 30 de junho de 2017.

Lucro: Em 2017, o lucro foi de R$ 68,9 milhões. 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 424.654 545.372 1.851.235 - - - - -

Transformador de Distribuição 60.388 90.697 325.033

Medidor 29.416 35.353 132.809

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 197.465 95.228 95.228

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 2.419 174.350 826.290

Redes Alta Tensão (69 kV) 1.566 - 15.555

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 19.073 10.836 30.741

Redes Alta Tensão ( >= 230 kV) - - -

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 13.825 17.723 66.533

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 9.096 12.725 48.368

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 81.468 96.671 258.066

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) 8 - 2.005

Demais Máquinas e Equipamentos 9.930 11.789 50.607

Obrigações Especiais do AIS Bruto (80.885) (115.354) (492.967) - - - - -

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

(75.039) (109.508) (451.537)


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Outros (5.846) (5.846) (41.430)

Originadas da Receita (5.846) (5.846) (41.430)

Ultrapassagem de demanda (5.837) (5.837) (41.333)

Excedente de reativos - - -

Diferença das perdas regulatórias - - -

Outros (9) (9) (97)

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).

Obs: As informações anteriores ao exercício de 2017, refletem apenas o desempenho individual da Energisa Sul-Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A). E os de 2017, englobam os resultados da Energisa Sul Sudeste, com os das empresas incorporadas a partir de 30 de junho de 2017.

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

R$ Mil 2017

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

Plano de Investimentos 2017 122.523

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

24.828 Plano de Investimentos 2016 98.643

Diferença (%) + 24,2

*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$ 247,1 milhões em recursos de empréstimos e financiamentos de diversas fontes, destacando a emissão de Debêntures, totalmente adquiridas pela controladora Energisa S/A e a linha de crédito conforme Lei 4.131, com o banco Citibank e BBM. 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 pela Rede Energisa S/A, controlada pela Energisa S/A. Em 31 de dezembro de 2017, o capital social da concessionária era composto por 71.909 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 da 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.

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


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Atendimento a Acionistas: A área de Relações com Investidores das companhias listadas do grupo Energisa S/A está a disposição dos seus acionistas através do endereço Praça Rui Barbosa, 80 (parte) – Centro, Cataguases, Minas Gerais e 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. 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. Em 2016, 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

Na busca por aprimorar a gestão de pessoas e ampliar as premissas de uma administração ágil e flexível, a Energisa Sul-Sudeste investe em recursos humanos para promover a melhoria constante na qualidade dos serviços prestados aos clientes. No ano, a Energisa Sul-Sudeste destinou R$452 mil a atividades de treinamento e educação A capacitação é feita por meio de cursos presenciais, leitura e visitas técnicas, assim como por meio de videoconferência e Ensino a Distância (EAD), visando otimizar tempo e custos com deslocamento. A empresa continuou dando ênfase ao desenvolvimento de seus gestores por meio da Academia de Líderes. A iniciativa é baseada na construção de trilhas de desenvolvimento segmentada por negócio e de acordo com cada estágio de maturidade da liderança, tendo por objetivo ser o principal veículo de disseminação e alinhamento da

mailto:[email protected]


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cultura, valores, competências da liderança e objetivos estratégicos. Dessa forma, cria uma comunidade de líderes, preparados para o crescimento e a sustentação no negócio. 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 Energisa Sul-Sudeste 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 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 Sul Sudeste em Números

Atendimento 2017 2016 (*)

Número de consumidores 767.611 243.459

Número de empregados 1.258 450

Número de consumidores por empregado 610 541

Número de localidades atendidas 82 24

Número de agências 83 24

Mercado 2017 2016 (*)

Área de concessão (Km2) 30.082 9.149

Demanda máxima (GWh/h) 816 237

Distribuição direta (GWh) 3.262 1.064

Consumo residencial médio (KWh/ano) 179 185

Tarifas médias de fornecimento (R$ por MWh) 410,73 409

DEC (horas) 6,60 8,52

FEC (número de interrupções) 4,97 7,45

Operacionais 2017 2016 (*)

Número de subestações 90 23

Linhas de transmissão (Km) 421 160

Linhas de distribuição (Km) 32.205 9.416

Financeiros 2017 2016 (*)

Receita Operacional bruta (R$ mil) 1.629.276 589.235

Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1.022.186 346.165

Margem Operacional do Serviço Líquida 13,8% 6,9%

Despesas Operacionais 910.154 334.319

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


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EBITDA regulatório 141.107 23.920

Lucro Líquido (R$ mil) 68.905 3.435

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações 958,225 10,7145

Patrimônio Líquido (R$ mil) 548.090 175.918

Valor Patrimonial do Lote de Mil Ações 7.621,99 548,73

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (%) 12,6% 2,0%

Endividamento do Patrimônio Líquido (%) 69,48% 79,75%

Em Moeda Nacional (%) 52,6% 18,6%

Em Moeda Estrangeira (%) 16,8% 61,2%

Importante destacar que as informações registradas anteriores ao exercício de 2017 refletem unicamente o desempenho individual da Energisa Sul Sudeste (nova razão social da Caiuá Distribuição de Energia S/A), enquanto que em 2017 decorrem do desempenho da Energisa Sul Sudeste e das distribuidoras incorporadas em 30 de junho de 2017.

São Paulo, 27 de abril de 2018.

A Administração.

Demonstrações Contábeis Regulatórias

Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S.A.

31 de dezembro de 2017 com Relatório dos Auditores Independentes

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Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeisregulatórias

AosAcionistas, Conselheiros e Administradores daEnergisa Sul - Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. (denominadaanteriormente Caiuá - Distribuição de Energia S.A.)Presidente Prudente - SP

Opinião

Examinamos as demonstrações contábeis regulatórias da Energisa Sul - Sudeste–Distribuidora de Energia S.A. (denominada anteriormente Caiuá - Distribuição deEnergia S.A.) “Companhia”, que compreendem o balanço patrimonial em 31 dedezembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultadoabrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercíciofindo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindo oresumo 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 Sul - Sudeste – 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 Sul - Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. acumprir os requisitos da ANEEL. Consequentemente, essas demonstrações contábeisregulatórias podem não ser adequadas para outro fim.

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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 02 de maio 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,

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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

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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

Ativo

Circulante

Caixa e equivalente de caixa 3 11.317 33.430




Estoques 4.313 978



Serviços em curso - 5.193

Instrumentos financeiros derivativos 27 - 20.459



Não circulante

Realizável a longo prazo

Consumidores e concessionárias 4 22.358 555


Créditos tributários 11 133.135 99.772

Cauções e depósitos vinculados 19 35.697 10.334




338.086 125.391

Investimentos 253 -

Imobilizado 12 943.917 254.911

Intangível 12 24.516 4.945

Total do não circulante 1.306.772 385.247

Total do ativo 2.021.607 614.747

ENERGISA SUL SUDESTE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A

BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis regulatória.

Nota 2017 2016

Passivo

Circulante

Fornecedores 14 185.623 37.412

Encargos de dívidas 15 2.188 526


Debentures 2.638 -

Tributos e contribuições sociais 17 69.906 17.435

Obrigações estimadas 7.037 2.670

Dividendos e Juros sobre capital próprio 16.227 -

Encargos do consumidor a recolher 13.363 10.652

Taxa de iluminação pública arrecadada 5.642 1.953




Benefícios a empregados - plano de pensão 28 1.872 93



Não circulante


Debentures 197.759 -

Tributos e contribuições sociais 17 94.585 35.777



Débitos com partes relacionadas 10 - 1

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 19 15.216 3.910

Benefícios a empregados - plano de pensão 28 12.380 481

Obrigações especiais vinculadas a concessão 13 319.023 78.558


Total do não circulante 877.136 168.117


Capital social 20.1 534.717 335.857

Reservas de Lucro 20.2 3.171 -

Dividendos Adicionais Proposto 45.190 -

Prejuízos acumulados 20.6 (67.580) (173.741)


Ajuste de avaliação patrimonial 20.5 36.390 14.302

Total do patrimônio líquido 548.090 175.918

Total do passivo e patrimônio líquido 2.021.607 614.747

- -


BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO

EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017



Nota 2017 2016

OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE

RECEITA OPERACIONAL BRUTA 1.629.276 589.235

Fornecimento de Energia Elétrica 21 1.355.051 595.793

Energia Elétrica de Curto prazo 21 115.786 23.116

Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 21 90.288 9.425

Ativos e Passivos Regulatórios 21 52.799 (46.243)

Outras Receitas Vinculadas 21 15.352 7.144

DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL 607.090 243.070

TRIBUTOS 422.543 164.013

Federais 21 144.960 54.569

Estaduais e Municipais 21 277.583 109.444

ENCARGOS - Parcela "A" 184.547 79.057

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 21 5.111 1.730

Conta de Desenvolvimento Econômico - CDE 21 147.150 75.062

Deduções Bandeiras Tarifárias 21 25.864 -

Programa de Eficiência Energética - PEE 21 5.111 1.730

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 21 1.311 535

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.022.186 346.165

CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS - Parcela "A" 724.786 252.411

Energia Elétrica Comprada para Revenda 22 619.678 205.886

Energia Elétrica Comprada para Revenda - Proinfa 22.1 20.979 8.627

Encargos do Uso do Sistema de Transmissão/ Distribuição 22 84.129 37.898

RESULTADO ANTES DOS CUSTOS GERENCIÁVEIS 297.400 93.754

CUSTOS GERENCIÁVEIS - Parcela "B" 185.614 81.908

Pessoal, administradores e entidade de previdência privada 22 71.682 31.507

Serviços de terceiros 22 69.097 26.555

Material 22 8.941 4.780

Arrendamento e Aluguéis 1.754 827

Tributos 381 478

Seguros 692 264

Gastos diversos 22 5.205 5.235

Provisões 22 912 (236)

Depreciação e amortização 22 29.075 12.074

Outras Receitas Operacionais 22 (4.720) (12)

Outras Despesas Operacionais 22 2.595 436

RESULTADO DA ATIVIDADE DA CONCESSÃO 111.786 11.846

RESULTADO FINANCEIRO

Receita Financeira 24 73.261 18.099

Despesa Financeira 24 (78.972) (33.055)

RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS SOBRE OS LUCROS 106.075 (3.110)

Imposto de Renda e contribuição social corrente 11 (55.843) (15.955)

Imposto de Renda e contribuição social diferido 11 18.673 22.500

RESULTADO LIQUIDO DO EXERCÍCIO 68.905 3.435


DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO REGULATÓRIO


(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido por ação)


Reserva de lucros

Legal

Ajuste de

avaliação

patrimonial

Saldos em 31 dezembro de 2015 283.267 - (179.196) 4.920 (73) 22.590 131.508

Aumento de capital 22.590 - - - (22.590) -

Aumento de capital 30.000 - - - - - 30.000

Constituição da reserva de reavalição compulsoria - - - 17.277 - - 17.277

Tributos s/constituição da reserva de reavalição compulsoria - - - - (5.875) - - (5.875)

Realização da reserva de reavalição - - - 3.062 (3.062) - - -

Tributos incidentes s/reserva de reavaliação - - - (1.042) 1.042 - - -

Outros resultados abrangentes, líquidos de tributos - - - - - (427) - (427)

Prejuízo do exercício 20.6 - - - 3.435 - - - 3.435

Saldos em 31 dezembro de 2016 335.857 - - (173.741) 14.302 (500) - 175.918

Aumento de capital conf. AGE de incorporação de 30 de junho de 2017 341.742 - - - - 341.742

Redução de capital conf. AGE de 20 de setembro de 2017 (142.882) - - 142.882 - - - -

Realização da reserva de reavalição - - - (75.002) 75.002 - - -

Tributos incidentes s/reserva de reavaliação - - - 25.800 (25.800) - - -

Incorporação 7.000 (27.114) (20.114)

Lucro líquido do exercício 20.3 - - - 68.905 - - - 68.905

Proposta de destinação do lucro líquido do exercício: 20.3 - - - - - - -

Reserva legal 20.3 - 3.171 (3.171) - - - -

Dividendos 20.3 - - - (15.063) - - - (15.063)

Dividendos adicionais propostos 20.3 - - 45.190 (45.190) - - - -

Outros resultados abrangentes, líquidos de tributos - - - - - (3.298) - (3.298)

Saldos em 31 dezembro de 2017 534.717 3.171 45.190 (67.580) 36.390 (3.798) - 548.090


Dividendos

adicional

proposto


DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO REGULATÓRIO



Nota

Capital

social

Lucros (Prejuízos)

acumulados

Outros

resultados

abrangentes

Recursos

destinados a

futuro

aumento de

capital Total

Nota 2017 2016

Lucro líquido do exercício 68.905 3.435

Itens que não serão reclassificados para a demonstração do resultado


Total de outros resultados abrangentes do exercício 65.607 3.008



DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE REGULATÓRIO



Nota 2017 2016


Lucro liquido do exercício 68.905 3.435

Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido 11 37.170 (6.545)

Despesas com juros, variações monetárias e cambiais - líquidas 10.987 (10.260)

Depreciação e amortização 12 29.075 12.074

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 19 761 802

Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 19 151 (1.038)

Marcação a mercado de dívidas 27 (2.868) 3.049

Marcação a mercado de derivativos 27 (3.249) (4.201)


(Ganho) perda na alienação de bens do imobilizado e do intangível 29.10 (596) 232

Variações nas contas do ativo circulante e não circulante

Diminuição (aumento) de consumidores e concessionárias (59.155) 11.165

Diminuição (aumento) de títulos de créditos a receber (3.124) 1.206

(Aumento) de estoques (857) (214)

(Aumento) diminuição de impostos a recuperar (398) (3.521)

Diminuição de ativo financeiro setorial 8 (131.182) 71.767

Diminuição (aumento) de cauções e depósitos vinculados (3.639) (1.306)

(Aumento) de despesas pagas antecipadamente - -

Diminuição de outros créditos (69.427) (24.269)

Variações nas contas do passivo circulante e não circulante

Aumento de fornecedores 28.605 (5.226)

Aumento de tributos e contribuições sociais 19.587 (1.948)

Imposto de renda e contribuição social pagos (47.064) (16.291)

(Diminuição) aumento de obrigações estimadas (4.909) (101)

(Diminuição) aumento de passivo financeiro setorial 8 81.950 (23.693)

Aumento de outras contas a pagar 74.950 (8.885)

Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 35.852 32.659

Atividades de investimentos

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 45.201 (47.566)

Aplicações no intangível e imobilizado 12 (110.409) (26.463)

Alienação de bens do imobilizado e intangível 20.546 1.163

Caixa líquido consumido nas atividades de investimentos (44.662) (72.866)

Atividades de financiamento

Novos empréstimos e financiamentos 15 241.713 1.403

Pagamentos de empréstimos e financiamentos - principal 15 (223.579) (1.659)

Pagamentos de empréstimos e financiamentos - juros 15 (17.312) (7.915)

Aumento de capital com subscrição de ações - 30.000

Liquidação de instrumentos financeiros derivativos (7.733) 9.242

Partes relacionadas - 27

Pagamentos de parcelamento de parcelamento de impostos 18.6 (12.408) (6.033)

Caixa, equivalente de caixa adquirido no agrupamento das concessões 6.016 -

Caixa líquido consumido nas atividades de financiamento (13.303) 25.065


Caixa mais equivalentes de caixa iniciais 3 33.430 48.572

Caixa mais equivalentes de caixa finais 3 11.317 33.430


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras regulatórias


DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIO



Energisa Sul Sudeste - Distribuidora de Energia S/A 1

Notas Explicativas

Energisa Sul Sudeste - Distribuidora de Energia S.A. (anteriormente denominada Caiuá - Distribuição de Energia S.A.)

Notas explicativas às demonstrações contábeis regulatórias em 31 de dezembro de 2017 (Em milhares de reais, exceto quando indicado ao contrário)

Contexto operacional

1.1 Informações da Companhia A Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. (nova denominação social da Caiuá - Distribuição de Energia S.A.) “Companhia” ou “ESS” é uma sociedade por ações de capital fechado, com sede na cidade de Presidente - SP, controlada pela Rede Energia Participações S.A. (nova denominação da Rede Energia S.A.) “REDE”, é uma concessionária distribuidora de energia elétrica, que atua em 82 municípios, sendo 71 municípios no Estado de São Paulo, 10 municípios no Estado de Minas Gerais e 1 município no Estado do Paraná atendendo a 767.741 consumidores (informações fora do escopo dos auditores independentes) em uma área de concessão de 30.082 km². Agrupamento de áreas de concessão

As áreas de concessão previstas nos Contratos de Concessão para Prestação de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nºs. 12/1999, 13/1999, 14/1999, 16/1999 e 22/1999, titularizados respectivamente, pela Empresa Elétrica Bragantina S.A. - EEB, pela Caiuá Distribuição de Energia S.A. - Caiuá, pela Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. - EDEVP, pela Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE e pela Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO foram agrupadas a partir de 01 de julho de 2017, em uma única empresa, conforme Resolução Autorizativa da ANEEL nº 6.318 de 25 de abril de 2017.

Para tanto em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de junho de 2017 foi aprovada a incorporação pela Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S/A das empresas CNEE, EDEVP, EEB e CFLO, de forma que a nova área de concessão será explorada, através do Sexto Aditivo do contrato de concessão 13/1999 pela ESS.

Tal operação tinha por finalidade, em atendimento à regulamentação vigente, obter sinergia nos processos para melhorar, ainda mais, os serviços prestados aos consumidores por meio da integração dos sistemas utilizados e está inserida em um projeto de simplificação da estrutura societária do Grupo Energisa, devendo resultar em redução de custos de natureza operacional, administrativa e financeira e conferirá maior eficiência gerencial e organizacional do Grupo Energisa.

Após a unificação, a ESS atenderá 767 mil clientes em uma área de cobertura de pouco mais de 30 mil km², que envolve 82 municípios nos estados de São Paulo, Minas Gerais e Paraná. Para tanto, a nova Concessionária permanecerá com 1,4 mil colaboradores.

Por fim, para a concretização da operação, o patrimônio líquido das empresas EDEVP, EEB, CNEE, e CFLO foram avaliados na data base de 31 de maio de 2017, com base no valor contábil, pelos montantes de R$141.800, R$101.434, R$80.782 e R$17.726, respectivamente, conforme Laudo de Avaliação Contábil para Fins de Incorporação, emitidos por peritos avaliadores.

O acervo líquido contábil avaliado com base nas práticas contábeis societárias está apresentado como segue: EDEVP EEB CNEE CFLO Total

Caixa, equivalente de caixa e aplicações financeiras 52.315 46.561 53.296 21.326 173.498

Consumidores e concessionárias 63.993 49.495 24.756 13.681 151.925 Tributos a recuperar 15.127 40.529 11.387 12.541 79.584 Créditos tributários 21827 11502 6020 5478 44.827 Ativos financeiros setoriais 4.861 5.216 12.197 5.559 27.833 Cauções e depósitos vinculados 13.570 4.229 2.939 127 20.865 Contas a receber da concessão 5.256 8.394 5.895 1.548 21.093


Outros ativos 25.756 18.046 13.878 8.749 66.429

Intangível 119.526 158.967 98.370 26.368 403.231 Fornecedores 27.872 38.581 33.450 10.240 110.143 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívida 36.192 81.839 42.522 40.053 200.606 Tributos e contribuições sociais 47.226 40.502 27.072 6.175 120.975 Passivos financeiros setoriais 28.350 31.623 15.315 2.821 78.109 Instrumentos financeiros derivativos - 18.503 - 6.403 24.906 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 5.251 3.245 1.998 499 10.993 Encargos setoriais 16.934 15.930 10.912 4.761 48.537 Dividendos - 431 416 317 1.164 Outras contas a pagar 18.606 10.851 16.271 6.382 52.110

Acervo líquido 141.800 101.434 80.782 17.726 341.742

Os saldos de valores a receber e a pagar entre as empresas foram eliminados no processo de incorporação.

1.2 Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica A Companhia teve seu contrato de concessão vencido em 07 de julho de 2015 para o qual foi assinado em 17 de dezembro de 2015 o quinto termo aditivo ao contrato de concessão com vencimento em 07 de julho de 2045. O aditivo foi formalizado de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e Energia de 09 de dezembro de 2015, na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805 de 14 e setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461 de 02 de junho de 2015. O novo aditivo exigiu da Companhia atendimento aos seguintes critérios: I - eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; II - eficiência com relação à gestão econômico-financeira; III - racionalidade operacional e econômica; e IV - modicidade tarifária. O alcance dos referidos indicadores será monitorado pelos Órgãos Reguladores, podendo haver penalidades na eventualidade de não atingimentos dos mesmos. Com o novo aditivo que prorrogou o prazo de concessão até 2045, o direito de imobilização a receber registrado pela companhia como ativo financeiro até a assinatura do referido aditivo, foi transferido para o ativo intangível, para ser amortizado ao longo da vida útil remanescente dos bens, ao novo prazo de concessão. Para data base 31 de dezembro de 2017, a Companhia atingiu seus indicadores. 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 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 providenciando que aqueles que, por razões de ordem técnica, sejam essenciais à garantia e confiabilidade do sistema elétrico, estejam sempre adequadamente garantidos por seguros 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 nas 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. As informações referentes à revisão e aos reajustes tarifários, ativos e passivos financeiros setoriais, imobilizado e intangível e obrigações vinculadas a concessão estão apresentadas nas notas explicativas nº 6,8, 12 e 13 respectivamente.

1.3 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. A Companhia teve seu contrato de concessão vencido em 07 de julho de 2015 para o qual foi assinado em 09 de dezembro de 2015 o quinto termo aditivo ao contrato de concessão com vencimento em 07 de julho de 2045. O aditivo foi formalizado de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e Energia de 09 de dezembro de 2015, na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805 de 14 e setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461 de 02 de junho de 2015. 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 B 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.

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 estatutárias 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 as quais abrangem a Lei das Sociedades Anônimas, os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por normas e disposições da Comissão de Valores Mobiliários – CVM, em conformidade com as normas internacionais de relatório financeiro (“IFRS”) emitidas pelo IASB – International Accounting Standards Board. Em 31 de dezembro de 2017, avaliamos a capacidade da Companhia em continuar operando normalmente e estamos certos de que suas operações têm capacidade de geração de recursos para dar continuidade aos negócios no futuro. Não temos conhecimento de nenhuma incerteza material que possa gerar dúvidas significativas sobre a capacidade da Companhia de continuarem operando. Desta forma, as presentes demonstrações contábeis regulatórias foram preparadas com base no pressuposto de continuidade dos negócios. Baseamos nossa conclusão nas expectativas em relação ao futuro, as quais são consistentes com os planos de negócios que compreendem os orçamentos anuais ou plurianuais e planos estratégicos e de investimentos.


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 regulatórias são 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) imobilizado, intangível e obrigações especiais; (ii) os instrumentos financeiros derivativos mensurados pelo valor justo; e (iii) Instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado. 2.3. Julgamentos e estimativas A preparação das demonstrações contábeis regulatórias, de acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (“MCSE”) aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, requer que a Administração faça o uso 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 a 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 Principais práticas contábeis regulatórias As políticas contábeis detalhadas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas 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 utilizadas 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 justo dos instrumentos financeiros estão apresentados na nota explicativa nº 27.

Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e equivalente de caixa; aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, ativos financeiros setoriais e instrumentos financeiros derivativos. Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: fornecedores, encargos de dívidas, empréstimos e financiamentos, passivos financeiros setoriais e instrumentos financeiros derivativos.

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”, 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 a perdas prováveis 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 início 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

está atualizado, 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 Internacional 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 8;

g. Investimento - estão contabilizados ao custo de aquisição, líquidos 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 nos 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

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 - O resultado da reavaliação, ou seja, a diferença entre o valor da base

de remuneração e o valor líquido contábil do bem, depreciado até a data da avaliação terá como contrapartida conta ajuste de avaliação patrimonial no patrimônio líquido, sua realização será 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 - nota explicativa nº 31.8;

l. Juros e encargos financeiros - são capitalizados às obras em curso, com base na taxa média efetiva de

captação;

m. 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 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. 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 existem 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 circunstâncias indicarem perda por desvalorização do valor contábil. . Avaliação do valor em uso: as principais premissas usadas na estimativa do valor em uso são:

(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 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;

n. Empréstimos, financiamentos e debêntures- 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.

o. 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.

p. Imposto de renda e contribuição social - a despesa e receita com imposto de renda e contribuição social

compreendem os impostos de renda corrente e diferido. 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, acrescido do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240. 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;

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 provisionadas por valores julgados suficientes

pelos administradores e assessores jurídicos para fazer face aos desfechos desfavoráveis;

r. Ajuste a valor presente - determinados títulos de créditos 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

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 pensão - a obrigação líquida da


Companhia quanto aos planos de benefícios previdenciários nas modalidades benefício definido e

contribuição definida é calculada para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os

empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no exercício atual e em exercícios 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 ao

valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou ainda, na

redução das 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. Abrangentes Companhia patrocina, plano de assistência médica e hospitalar aos

colaboradores que efetuam contribuição fixa para o plano, em atendimento a Lei 9./656/98 (que dispõe

sobre os planos e seguros privados de assistência à saúde). Conforme previsão dos artigos 30 e 31 da Lei,

será garantido o direito enquanto empregado ativo. Os ganhos e perdas atuariais são contabilizados

diretamente em outros resultados abrangentes;

v. Reconhecimento da receita - A receita operacional do curso normal das atividades da Companhia é medida

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 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.

Caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

3.1. Caixa e equivalentes de caixa (avaliados ao valor justo por meio do resultado)

A carteira de aplicações financeiras é constituída, principalmente, por Certificados de Depósito Bancário (CDBs) e Operações Compromissadas. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 79,42% do CDI (100,10% do CDI em 2016).

2017 2016

Caixa e depósitos bancários à vista 170 1.716

Aplicações financeiras de liquidez imediata: 11.147 31.714

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 49 23.662 Compromissada 11.098 8.052

Total de Caixa e equivalentes de caixa 11.317 33.430


3.2. Aplicação no mercado aberto e recursos vinculados (avaliados 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, CDBs, entre outros. A rentabilidade média ponderada da carteira em 31 de dezembro de 2017 equivale a 107,51% do CDI (111,18% do CDI em 2016).

2017 2016 Descrição

Avaliadas ao valor justo por meio do resultado 195.029 55.273

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 852 155 Compromissadas 4 - Fundo de Investimento (1) 87.425 5.715 Fundos de Investimentos Exclusivos (2) 106.748 49.403 Certificado de Depósito Bancário (CDB) 1.443 2.954 Cédula de Crédito Bancário (CCB) 536 470 Debêntures 15.455 9.244 Compromissadas 1.469 587 Títulos Públicos 3.336 982 Fundo de Crédito - 1.771 Fundo de Renda Fixa 22.180 12.177 Letra Financeira do Tesouro (LFT) 12.047 3.712 Letra Financeira (LF) 50.007 17.359 Nota Promissória 275 147

Total de aplicações no mercado aberto e recursos vinculados - circulante (3) 195.029 55.273

(1) Fundo de Investimentos - São classificados como Renda Fixa e Multimercado e são remunerados de 99,35% até 152,67% do CDI e média ponderada 111,93% do CDI.

(2) Fundo de investimentos exclusivos, inclui aplicações em CDB, CCB, Debêntures, Compromissadas, Fundos de Renda Fixa, Fundos

de Crédito, Títulos, LFT, LFS, LF e são remuneradas a 102,47% do CDI Fundo FI Energisa e 104,94% do CDI Fundo Zona da Mata.

(3) Inclui R$856 (R$155 em 2016) referente a recursos vinculados a empréstimos, leilões de energia, bloqueios judiciais e conselho do consumidor.

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 para

créditos de liquidação duvidosas (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 32.489 - 21.792 602 72 253 (927) 54.281 16.833 Industrial 28.576 - 3.130 148 152 2.941 (2.941) 32.006 5.024 Comercial 27.315 - 5.429 228 76 1.022 (1.098) 32.972 10.234 Rural 6.495 - 1.796 72 1 115 (115) 8.364 1.542 Poder público: 5.348 - 511 28 - 48 (48) 5.887 2.238 Iluminação pública 2.706 - 675 - - 335 (335) 3.381 647 Serviço público 6.311 - 442 1 - 560 (560) 6.754 2.605 Serviço taxado - - - - - - - - 140 Fornecimento não faturado

56.636 - - - - - - 56.636 18.027

Arrecadação Processo Classificação

5.624 - - - - - - 5.624 508


Valores renegociados: Residencial 447 466 195 60 125 656 (881) 1.068 266 Industrial 81 156 17 3 3 703 (709) 254 8 Comercial 235 834 106 33 53 406 (541) 1.126 110 Rural 75 182 14 5 4 62 (73) 269 20 Poder público: 96 205 - - - 9 (9) 301 - Serviço taxado - - - - - - - - 19 Iluminação pública 26 46 - - - 252 (252) 72 - Serviço público - - - - - 214 (214) - (-) Ajuste a valor presente (2)

(11) (181) - - - - - (192) -

Subtotal - clientes 172.449 1.708 34.107 1.180 486 7.576 (8.703) 208.803 58.221 Suprimento Energia - Moeda Nacional (3)

27.639 - - - - 16.752 - 44.391 544

Encargos de Uso da Rede Elétrica

- - - - - - - - 144

Outros (4) 18.534 - 1.081 899 3 5.205 (607) 25.115 9.082

Total 218.622 1.708 35.188 2.079 489 29.533 (9.310) 278.309 67.991 Circulante 255.951 67.436 Não Circulante 22.358 555

(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) Ajuste a valor presente: refere-se ao valor de ajuste a valor presente 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 CDI 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:

Vencimentos Ajuste a valor presente

2018 86

2019 33 2020 32 2021 14 2022 em diante 27

Total 192

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

O saldo de suprimento de energia – moeda nacional em 31 de dezembro de 2017, refere-se ao registro dos valores referentes à comercialização de energia no âmbito da CCEE no montante de R$44.391 (R$544 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, incluindo os saldos registrados na rubrica “fornecedores” no passivo circulante (nota explicativa 14) de R$40.436 (R$1.095 em 2016), referente a aquisição de energia elétrica e aos encargos de serviços do sistema de R$988 (R$415 em 2016), conforme demonstrados a seguir:

Composição dos créditos da CCEE 2017 2016

Créditos a vencer 27.639 - Créditos vinculados a liminares até dezembro de 2002 (a) 16.752 544

Sub-total créditos CCEE 44.391 544 (-) Aquisição de energia CCEE (40.436) (1.095) (-) Encargos de serviços de sistema (988) (415)

Total créditos CCEE 2.967 (966)

As transações ocorridas na CCEE são liquidadas após 45 dias do mês de competência. (a) Os valores da energia no curto prazo que se encontram vinculados a liminares podem estar sujeitos à modificação, dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da ANEEL, de 16 de maio de 2002, que objetivou o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE (atualmente CCEE), incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresas envolve a comercialização da cota-parte de Itaipu no sub-mercado Sudeste/Centro-Oeste durante o período de racionamento de 2001 a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre os sub-mercados.


A Companhia não constituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa sobre os saldos vinculados às referidas liminares, por entender que os valores serão integralmente recebidos seja dos devedores que questionaram os créditos judicialmente ou de outras empresas que vierem a ser indicadas pela CCEE.

(4) Inclui serviços taxados e outros valores a receber de consumidores. A companhia possui R$5.073, referente ao ICMS incidente sobre a

disponibilização da rede de distribuição e transmissão aos consumidores livres, suspenso por liminares em contrapartida tem o mesmo valor contabilizado na rúbrica de ICMS em tributos e contribuições sociais no passivo não circulante.

(5) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face às eventuais perdas na realização dos créditos e se baseiam nas instruções da ANEEL 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; Praticas da Companhia

Contratos renegociados – (i) parcelas vencidas há mais de 90 dias – são provisionadas as parcelas; e (ii) mais de 3 parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas vencidas e a vencer.

Segue a movimentação das provisões:

2017 2016

Saldo inicial - 2016 e 2015 21.677 20.875

Saldo empresas incorporadas 31.695 -

Provisões constituídas no exercício 761 1.315

Baixa de contas de energia elétrica – incobráveis (9.728) (513)

Saldo final - 2017 e 2016 44.405 21.677

Consumidores e concessionárias 9.310 6.161

Títulos de créditos a receber 21.401 3.409

Outros créditos a receber 13.694 12.107

Títulos de créditos a receber

2017 2016

Valor de aquisição de créditos fiscais (a) 44.034 7.447 (-) Provisão na aquisição de créditos fiscais (a) (22.633) (4.038) (-) Perda no valor recuperável (a) (21.401) (3.409) Outros títulos a receber (b) 5.586 2.395 (-) Perda no valor recuperável (c) (762) (1.767)

4.824 628

(a) A Companhia adquiriu em 2003, créditos de origem não tributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória,

com a finalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretaria da Receita Federal, reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado. Os referidos créditos estão sob discussão judicial, em ação judicial movida pela detentora do crédito contra a União Federal. A Companhia ingressou nesta ação com pedido de assistência o que foi indeferido pelo Juiz de Primeira Instância por fundamentos de ordem meramente processual. Contra a referida decisão, foi apresentado recurso, que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Com a adesão ao Parcelamento Excepcional – PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15 de dezembro de 2006, a Companhia desistiu da compensação tributária de referidos créditos e mantém a discussão judicial, com a finalidade de ver reconhecido seu direito ao crédito. A recuperação do crédito depende do sucesso da referida ação judicial, sendo considerado possível o êxito da ação pelos assessores jurídicos da Companhia. A Administração da Companhia reconheceu


provisão para perdas no valor recuperável desse ativo, registrada como redutora na rubrica títulos de créditos a receber no montante de R$21.401 (R$3.409 em 2016). O incremento é decorrente da incorporação das empresas EEB, EDEVP, CFLO e CNEE.

(b) Inclui convênio de arrecadação, uso e mútuo de postes e outros.

(c) Refere-se a perda no valor recuperável de uso e mútuo de postes.

Em 31 de dezembro de 2017 o montante de R$26.986 dos títulos de créditos encontram-se vencidos.

Reajuste tarifário, 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. A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 2.271, de 11 de julho de 2017, aprovou o reajuste tarifário da Companhia, em vigor a partir de 12 de julho de 2017, cujo impacto médio percebido pelos consumidores é demonstrado abaixo:

Distribuidoras Resolução Homologatória Efeito médio a ser percebido pelos consumidores (%) Vigência (início)

ESS (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 2,13% 12/07/2017 CFLO (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -0,60% 12/07/2017 CNEE (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 5,52% 12/07/2017 EDEVP (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -1,46% 12/07/2017 EEB (*) Resolução 2.271, de 11/07/2017 -10,32% 12/07/2017


A ANEEL através Resolução Autorizativa nº 6.318 e Resolução Homologatória 2.271, de 11 de Junho de 2017, aprovou o primeiro índice de reajuste tarifário da Energisa Sul Sudeste, que passará a ter uma tarifa única, sendo que, dado que as distribuidoras anteriormente possuíam tarifas distintas, o efeito médio percebido pelos consumidores da nova concessão agrupada neste primeiro ano será diferenciado. 6.2. Revisão tarifária: A revisão tarifária periódica ocorre a cada 4 anos. 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. Resumem-se, a seguir, as revisões tarifárias em vigor:

Distribuidoras Resolução Homologatória Efeito médio para o consumidor (%) Vigência (início)

ESS (*) Resolução 2.071, de 03/05/2016 -0,94% 10/05/2016

EEB (*) Resolução 2.074, de 03/05/2016 1,84% 10/05/2016 CNEE (*) Resolução 2.073, de 03/05/2016 -0,37% 10/05/2016 EDEVP (*) Resolução 2.072, de 03/05/2016 1,69% 10/05/2016 CFLO (*) Resolução 2.095, de 21/06/2016 -16,48% 29/06/2016


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);

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 estava sendo 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 ECI EBR ELO EVP ENA Total

1 Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 514.932 352.910 93.126 420.956 245.329 1.627.253

2 Índice de Aproveitamento Integral - 727 1 5.598 1.207 7.533

3 Obrigações Especiais Bruta 91.405 91.813 24.143 90.986 66.092 364.439

4 Bens Totalmente Depreciados 114.890 92.919 23.799 114.529 53.143 399.280

5 Base de Remuneração Bruta 308.637 167.451 45.183 209.843 124.887 856.001

6 Depreciação Acumulada 299.871 151.390 56.122 257.840 122.844 888.067

7 AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 215.061 201.520 37.005 163.115 122.486 739.187

8 Índice de Aproveitamento Depreciado - 1.417 37 2.990 646 5.090

9 Valor da Base de Remuneração (VBR) 215.061 200.103 36.967 160.126 121.486 733.743

10 Almoxarifado em Operação 654 478 180 513 491 2.316

11 Ativo Diferido - - - - - - -

12 Obrigações Especiais Líquida 67.269 66.066 17.653 63.235 49.996 264.219

13 Terrenos e Servidões 5.855 5.411 1.295 3.352 3.494 19.407

14 Base de Remuneração Líquida Total 154.301 139.926 20.789 100.756 75.828 491.600

15 Saldo RGR PLPT - - - - -

16 Saldo RGR Demais Investimentos - - - - -

17 Taxa de Depreciação 3,91% 3,87% 4,13% 3,99% 3,85% 3,91%

18 Quota de Reintegração Regulatória 12.068 6.480 1.866 8.373 4.808 33.595

19 WACC real antes de impostos 1.764 1.770 547 1.883 1.353 7.317

20 Taxa RGR PLPT - - - - - -

21 Taxa RGR Demais Investimentos - - - - - -

22 Remuneração do Capital 20.682 18.925 3.096 14.236 10.649 67.588


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; e 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) consumidos no mês; Patamar 2: com aplicação de uma tarifa de R$3,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos 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 da 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 das distribuidoras do grupo Energisa 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 às controladas, distribuidora de energia elétrica, 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 os prejuízos das controladas, distribuidoras de energia elétrica. 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 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 2017, o grupo Energisa envidou seus melhores esforços e utilizou-se dos 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 considerada como exposição das distribuidoras. Os valores incorridos até 31 de dezembro de 2016, não repassáveis para as tarifas dos consumidores, foram de R$2.439 reconhecidos como perdas na demonstração do resultado daquele exercício.

Em 30 de junho de 2017 com a incorporação pela Companhia das empresas CFLO, CNEE, EDEVP e EEB o o montante da provisão referente ao exercício de 2016 passou a ser R$13.208.

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 da provisão não repassável para as tarifas em R$4.390), reconhecidos na demonstração do resultado do exercício. Restou, portanto, o montante final de R$8.818, provisionado com objetivo de expurgar os efeitos de sobrecontratação involuntária, que não será repassado aos consumidores. Adicionalmente a Companhia mensurou os efeitos da sobrecontratação para o exercício de 2017 tendo reconhecido um ativo financeiro setorial no montante de R$8.375, decorrente da liquidação da sobra de energia elétrica praticada com um Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) superior ao contratado, na demonstração do resultado do exercício, que serão reconhecidos nas tarifas a partir do próximo reajuste tarifário.

Tributos a recuperar

2017 2016

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 40.788 10.395 Imposto de Renda 45.494 3.282 Contribuição Social 10.178 498 Contribuição Pis e Cofins 10.323 6.777 Outros 9.222 875

Total 116.005 21.827



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.

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:

Passivos financeiros setoriais Saldo em

2016

Receita Operacional Resultado financeir

o Transfer

ência

Saldo de Incorpora

ção

Saldo em 2017

Valores em

Amortização

Valores em

Constituição

Circulante Não

Circulante

Adição Amortização Remuner

ação


Energia elétrica comprada para revenda

9.189 11.756 (13.514) (3.141) (3.950) 15.082 15.422 15.422 - 15.422 -

Programa Incetivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA

- 951 (858) 52 (76) 915 984 984 - 984 -

Encargo de serviços de sistema ESS (iii) 9.340 51.025 (16.629) 1.317 - 21.106 66.159 15.956 50.203 39.573 26.586 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

7.697 16.040 (22.295) 917 - 31.488 33.847 25.192 8.655 29.263 4.584

Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A - 12.224 - 85 (12.309) - - - - - - Sobrecontratação de energia (ii) 1.586 35.861 (1.586) 910 27.006 - 63.777 - 63.777 30.003 33.774 Devoluções de Tarifas (Viii) 2.171 4.606 (1.119) 110 - 1.793 7.561 - 7.561 - 7.561 CUSD - (149) (55) 4 (247) 508 61 61 - 61 - Exposição de Submercado (ii) 3.861 9.108 (2.461) (1.408) (9.481) 2.933 2.552 2.552 - 2.552 - Saldo a compensar CVA (vi) 3.587 7.294 (3.665) 84 (7.381) 81 - - - - - Outros itens financeiros (vii) 7.525 8.100 (12.684) 209 (22) 4.283 7.411 7.411 - 7.411 -

Ativos financeiros setoriais Saldo em

2016

Receita Operacional

Resultado

financeiro

Transferência

Saldo de

Incorporação

Saldo em

2017

Valores em

Amortização

Valores em

Constituição

Circulante

Não Circulante

Adição Amortiz

ação Remuner

ação


Energia elétrica comprada para revenda 9.271 122.383 (9.391) (2.849) (3.950) 17.284 132.748 - 132.748 62.449 70.299

Programa Incentivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA

406 - (330) - (76) - - - - - -

Transporte de Energia Elétrica Rede Básica 2.584 9.244 (3.658) 182 - 4.653 13.005 3.327 9.678 7.880 5.125

Custo da Energia de Itaipu 357 1.258 (531) 37 - 499 1.620 404 1.216 976 644

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 4.977 - (4.977) - - - - - - - -

Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A (iv) 4.491 23.514 (10.139) 701 (14.183) 7.958 12.342 8.704 3.638 10.415 1.927

Sobrecontratação de energia (ii) 6.034 (4.392) (8.300) (863) 15.506 1.358 9.343 9.343 - 9.343 -

CUSD - 676 - 18 (247) - 447 - 447 210 237

Exposição de Submercado - 3.552 - 98 3.895 (4.976) 2.569 - 2.569 1.209 1.360

Garantias (v) 380 639 (792) 49 2 1.010 1.288 707 581 980 308

Saldo a compensar CVA (vi) - 18.236 (4.689) 112 (7.379) - 6.280 5.279 1.001 5.750 530

Outros itens financeiros (vii) 1.287 22 (1.063) 2 (28) 47 267 - 267 - 267

Total Ativo 29.787 175.132 (43.870) (2.513) (6.460) 27.833 179.909 27.764 152.145 99.212 80.697


Total Passivo 44.956 156.816 (74.866) (861) (6.460) 78.189 197.774 67.578 130.196 125.269 72.505

Saldo líquido (15.169) 18.316 30.996 (1.652) - (50.356) (17.865) (39.814) 21.949 (26.057) 8.192

(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 de energia (energia excedente)

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 dos Sistemas 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 a receitas de ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos auferidas a partir do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (4CRTP), atualizadas mensalmente com aplicação da variação do IPCA e serão amortizadas a partir do início do 5º ciclo tarifário (5CRTP).

Outros créditos

2017 2016

Adiantamentos a empregados 1.365 61

Adiantamentos a fornecedores 3.611 1.313

Dispêndios a reembolsar 132 31

Ordens de alienação e desativações em curso (a) 451 359

Ordens de serviço em curso – PEE e P&D

23.765 -

Alienação de Bens e Direitos 3.036 471

Banco Daycoval (b) 11.988 11.988

(-) PCLD Banco Daycoval (b) (11.988) (11.988)

Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) 34.138 2.047

(-) AVP - Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) (13.058) (528)

Despesas pagas antecipadamente 3.466 983

Baixa Renda - tarifa social (d) 4.084 1.721

Subvencão CDE - descontos tarifários (e) 21.339 2.248

Provisão de crédito de liquidação duvidosa - (119)

Outros créditos a receber 3.283 632

Total 85.612 9.219



(a) Refere-se às ordens de desativações em curso relativas as UAR (Unidades de Adição e Retirada), determinadas por motivos técnico-

operacionais e sinistro, que se encontram em fase de análise e recuperação para o retorno ao intangível ou realização. (b) Refere-se à transferência de valor efetuada pelo Banco Daycoval S.A. (Daycoval) para a conta corrente da acionista Rede Energia

Participações S.A., em 28 de fevereiro de 2012, para quitação de dívidas vencidas desta acionista por antecipação, conforme justificativa da Instituição Financeira. A Administração da Companhia considera essa transferência indevida e está questionando judicialmente a sua devolução. Dessa forma, a realização do ativo passou a depender tão somente da demanda judicial movida contra o Banco Daycoval S.A. e, por isto, passou a ser tratada como um ativo contingente. Por este fato, a atual Administração decidiu provisionar a perda deste valor enquanto aguarda o andamento do questionamento jurídico.

(c) Crédito a receber da Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA, oriundo de transações entre partes relacionadas, até a data de alienação

para a Equatorial Energia S.A., realizada em 25 de setembro de 2012. O saldo a receber da Celpa é de R$34.138 entre a Companhia e a Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA. O saldo será atualizado com uma taxa de juros capitalizados de 6% a.a. até agosto de 2019, após esse período o recebimento dos juros será efetuado semestralmente. O recebimento do principal será realizado em amortizações semestrais nas seguintes condições: (i) de março de 2027 a setembro de 2030, amortização de 5% a.a., (ii) de março de 2031 a setembro de 2033, amortização de 10% a.a. e (iii) o saldo restante de 50% em setembro de 2034. A Companhia procedeu até dezembro de 2017, ao cálculo do AVP – ajustes a valor presente utilizando a taxa 11,36% a.a..

(d) 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 cumprido 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 a provisões de novembro e dezembro de 2017. A Administração não espera apurar perdas na realização do saldo.

2017 2016

Saldo inicial– 2016 e 2015 1.721 1.584 Saldo empresas incorporadas 2.232 - Subvenção Baixa Renda 10.231 5.655 Ressarcimento pela Eletrobrás (10.100) (5.518)

Saldo final– 2017 e 2016 4.084 1.721


(e) Subvenção CDE – Descontos Tarifários: 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. Em 31 de dezembro de 2017, o saldo corresponde às subvenções incorridas nos meses de novembro e de dezembro de 2017, cujo ressarcimento será compensado no primeiro trimestre de 2018.

2017 2016

Saldo inicial– 2016 e 2015 2.248 120 Saldo empresas incorporada 20.188 - Desconto tarifário subvenção Irrigante e Rural 54.795 14.582 Ressarcimento pela Eletrobrás (55.892) (12.454)

Saldo final - 2017 e 2016 21.339 2.248

A Companhia desde 02 de setembro de 2015, possui ação ordinária onde foi ajuizado o direito de promover mensalmente a compensação das subvenções a receber de CDE e baixa renda, com os valores a pagar de CDE com a Eletrobrás. Desta forma, foram compensados R$55.892 (R$12.372 em 2016) referente a subvenção CDE e R$10.100 (R$5.098 em 2016) referente subvenção baixa renda.

Transações com partes relacionadas

A Companhia é controlada pela Rede Energia Participações S/A, (98,99% do capital total), que por sua vez detém o controle acionário da Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S/A (EMT), Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S/A (ETO), Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. (EMS), Multi Energisa Serviços S.A (Multi Energisa), Companhia Técnica e Comercialização de Energia S/A (CTCE), Vale do Vacaria Açúcar e Álcool, QMRA Participações S/A e Rede Power do Brasil S/A (REDE POWER). A Rede Energia Participações S.A. é controlada pela Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A (EEVP) (56,89%) que por sua vez é controlada pela Denerge Desenvolvimento Energético S.A. (Denerge) (99,99%). A Denerge é controlada pela Energisa S/A (99,97%) e possui participação direta na Rede Energia Participações (9,82%). A Energisa S/A possui participação direta na Rede Energia Participações (29,56%) e na EMT (8,94%). Transações efetuadas durante o exercício pela Companhia:

Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição (Receita) (1)

Serviços contratados (Despesa) (2)

Comissão aval e debentures –

despesas financeiras (3)

Saldo a pagar aval debêntures e outras contas a

pagar (3)

Saldos a pagar (Fornecedores)

Débito com partes

relacionadas

Energisa S.A - 22.359 5.382 204.485 3.018 - Energisa Mato Grosso do Sul

3.946 - - - - -

Energisa Soluções Construções S/A

- 12.223 - - 1.776 -

Energisa Soluções S/A - 5.198 - - 1.165 - Multi Energisa Serviços S/A

- 2.992 - - 28 -

2017 3.946 42.772 5.382 204.485 5.987 - 2016 3.213 9.637 - - 1.098 1

(1) Contratos relacionados ao setor elétrico: a Companhia possui contratos de compra e venda de energia com empresas relacionadas

nos termos de CCVE – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, CCEAR – Contratos de Comercialização no Ambiente Regulado, CCD – Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição e CUSD Contratos de Uso do Sistema de Distribuição

(2) 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.

Energisa Soluções e Energisa Construções e Linhas e Redes 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 tarifários.


Multi Energisa 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) Debentures e Comissão de aval: (i) Em 19 de julho de 2017 a Companhia efetuou a 1ª emissão de Debêntures em moeda corrente,

que foi na sua totalidade, adquiridas pela Energisa S.A.. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$84.866. (ii) Em 31 de outubro de 2017 a Companhia fez a 3ª emissão de Debêntures de 1ª série incentivada com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de IPCA mais 4,4885% ao ano, 2ª série com vencimento em 15/10/2024 e remuneração de IPCA mais 4,7110% ao ano, 3ª série com vencimento em 15/10/2027 e remuneração de IPCA mais 5,1074% ao ano e 4ª série com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de 107,75% CDI. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado R$119.432.

(iii) Custo de comissão de aval, iniciado em fevereiro de 2017 de garantias da controladora Energisa sobre contratos da Companhia a razão de 1,5% a.a.

10.1. Remuneração dos administradores

2017 2016

Remuneração Anual (a) 2.015 897

Remuneração dos membros da Diretoria 860 801

Outros Benefícios (b) 967 73

(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 aos dirigentes, foram de R$65 e R$6 (R$12 e R$1 em 2016), respectivamente. A remuneração média anual de 2017 foi de R$26 (R$6 em 2016).

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

Prejuízos fiscais 46.593 54.210

Base negativa da CSLL 18.477 20.231




Total 151.881 114.096

Passivo


Imposto de renda - 5.115

Contribuição social - 1.841

Reavaliação regulatória obrigatória



Total 18.746 14.323

Total líquido - ativo não circulante 133.135 99.773


A natureza dos créditos diferidos são:

2017 2016

base de cálculo

IRPJ + CSLL

base de cálculo

IRPJ + CSLL Ativo/Passivo

Prejuízos fiscais 186.372 46.593 216.839 54.210

Base negativa da CSLL 205.302 18.477 224.784 20.231

Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD 44.405 15.098 21.677 7.370

Passivos financeiros setoriais - - 14.178 4.821

Outras provisões (honorários e outras) 22.632 7.695 4.120 1.401

Provisão para riscos 15.213 5.172 3.910 1.329

Marcação a mercado – dividas - - 1.329 452

Provisão ajuste atuarial – Outros Resultados Abrangentes 14.252 4.846 574 195

Ajuste e valor presente 13.250 4.505 528 180

Outras adições (exclusões) temporárias 145.360 49.422 70.318 23.908

Reavaliação regulatória obrigatória (55.137) (18.746) (21.669) (7.367)

Marcação a mercado – derivativos 212 72 (20.459) (6.956)

Total - Ativo não circulante 591.861 133.134 516.129 99.773

A seguir as realizações dos créditos fiscais.

Exercício Realizações de créditos fiscais 2018 10.394 2019 10.958 2020 10.413 2021 12.378 2022 13.066 2023 16.518 2024 a 2026 72.257

Total 145.984

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 a seguir:

2017 2016

(Prejuízo) Lucro antes dos impostos 106.075 (3.110) Alíquotas fiscal combinada 34% 34%

Despesa de imposto de renda e da contribuição social calculadas às alíquotas fiscais (36.066) 1.057 Créditos tributários de períodos anteriores reconhecidos no exercício (*) - 5.113 Outras 1.162 - Despesa indedutível (2.266) 375

Receita de imposto de renda e contribuição social diferidos (37.170) 6.545

Alíquota efetiva

35,04% 210,45%

(*) No exercício de 2016 a Companhia reconheceu o montante de R$5.488 de créditos tributários de períodos anteriores, por ter enquadrado nas regras estabelecidas na legislação e de acordo com as projeções de resultados para os próximos exercícios que demonstram a recuperação nos próximos 10 (dez) anos. Os registros se realizaram em face da conclusão do processo de renovação de seu contrato de concessão, com a assinatura do quinto aditivo contratual (vide nota explicativa nº 1), com a renovação da concessão, possibilitou a Companhia manter suas atividades de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos.


Imobilizado e intangível-

A composição do imobilizado é como segue:

Ativo Imobilizado em Serviço Valor Bruto

em 2016 Incorpora-

ção Adições (A) Baixas (B)

Transfe- rências (C)

Valor Bruto em 2017

Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)

Deprecia-ção Acum.

Valor Líquido em 2017

Valor Líquido em

2016

Obrigações Especiais

Brutas

Amortiza-ção Acum.

Obrigações Especiais Líquidas

Distribuição 572.999 1.251.030 1.066 (17.187) 117.974 1.925.882 101.853 (1.065.586) 860.296 232.012 492.967 (200.441) 292.526

Terrenos 8.277 11.296 - - 205 19.778 205 - 19.778 8.277 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 13.572 29.035 - - - 42.607 - (32.307) 10.300 1.702 - - -

Máquinas e Equipamentos 545.372 1.202.859 1.066 (16.333) 118.271 1.851.235 103.004 (1.022.068) 829.167 221.717 492.967 (200.441) 292.526

Veículos 580 1.296 - (854) (535) 487 (1.389) (370) 117 4 - - -

Móveis e Utensílios 5.198 6.544 - - 33 11.775 33 (10.841) 934 312 - - -

Administração 23.147 50.096 - (753) (11.741) 60.749 (12.494) (42.847) 17.902 9.943 - - -

Terrenos 138 152 - - - 290 - - 290 138 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 4.151 6.412 - - 137 10.700 137 (7.598) 3.102 1.730 - - -

Máquinas e Equipamentos 6.467 9.226 - - 1.451 17.144 1.451 (8.775) 8.369 3.082 - - -

Veículos 7.272 18.922 - (753) (13.426) 12.015 (14.179) (7.040) 4.975 4.439 - - -

Móveis e Utensílios 5.119 15.384 - - 97 20.600 97 (19.434) 1.166 554 - - -

Subtotal 596.146 1.301.126 1.066 (17.940) 106.233 1.986.631 89.359 (1.108.433) 878.198 241.955 492.967 (200.441) 292.526

Ativo Imobilizado em Curso Distribuição 12.360 41.742 109.640 - (104.548) 59.194 5.092 - 59.194 12.360 26.497 - 26.497

Máquinas e Equipamentos 9.323 29.119 107.299 - (104.310) 41.431 2.989 - 41.431 9.323 26.497 - 26.497

Outros 3.037 12.623 2.341 - (238) 17.763 2.103 - 17.763 3.037 - -

Administração 596 2.994 4.620 - (1.685) 6.525 2.935 - 6.525 596 - - -

Máquinas e Equipamentos 386 834 2.751 - (1.451) 2.520 1.300 - 2.520 386 - -

Outros 210 2.160 1.869 - (234) 4.005 1.635 - 4.005 210 - -

Subtotal 12.956 44.736 114.260 - (106.233) 65.719 8.027 - 65.719 12.956 26.497 - 26.497

Total do Ativo Imobilizado 609.102 1.345.862 115.326 (17.940) - 2.052.350 97.386 (1.108.433) 943.917 254.911 519.464 (200.441) 319.023


Ativo Imobilizado em Serviço Valor Bruto em 2015

Adições (A) Baixas (B) Transfe-

rências (C) Reavalia-

ção Valor Bruto

em 2016

Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)

Deprecia-ção Acum.

Valor Líquido em

2016

Valor Líquido em

2015

Obrigações Especiais

Brutas

Amortiza-ção Acum.

Obrigações Especiais Líquidas

Distribuição 444.385 - (457) 42.309 86.762 572.999 41.852 (340.987) 232.012 192.891 (115.354) 43.371 (71.983)

Terrenos 6.051 - 32 - 2.194 8.277 32 - 8.277 6.051 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 10.779 - 1.046 164 1.583 13.572 1.210 (11.870) 1.702 1.980 - - -

Máquinas e Equipamentos 424.654 - (1.444) 42.121 80.041 545.372 40.677 (323.655) 221.717 184.735 (115.354) 43.371 (71.983)

Veículos 1.038 - (560) - 102 580 (560) (576) 4 33 - - -

Móveis e Utensílios 1.863 - 469 24 2.842 5.198 493 (4.886) 312 92 - - -

Administração 14.271 - 107 3.416 5.353 23.147 3.523 (13.204) 9.943 6.328 - - -

Terrenos 128 - - - 10 138 - - 138 128 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 3.536 - - 117 498 4.151 117 (2.421) 1.730 1.154 - - -

Máquinas e Equipamentos 4.706 - 2 1.815 (56) 6.467 1.817 (3.385) 3.082 1.686 - - -

Veículos 4.582 - 105 1.427 1.158 7.272 1.532 (2.833) 4.439 3.030 - - -

Móveis e Utensílios 1.319 - - 57 3.743 5.119 57 (4.565) 554 330 - - -

Comercialização 6.332 - (3.689) - (2.643) - (3.689) - - 1.520 - - -

Terrenos 365 - (32) - (333) - (32) - - 365 - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 3.236 - (1.046) - (2.190) - (1.046) - - 788 - - -

Máquinas e Equipamentos 2.182 - (2.142) - (40) - (2.142) - - 256 - - -

Móveis e Utensílios 549 - (469) - (80) - (469) - - 111 - - -

Subtotal 464.988 - (4.039) 45.725 89.472 596.146 41.686 (354.191) 241.955 200.739 (115.354) 43.371 (71.983)

Ativo Imobilizado em Curso - R$ Mil Distribuição 11.698 51.059 (8.088) (42.309) - 12.360 662 - 12.360 11.698 (6.575) - (6.575)

Máquinas e Equipamentos 7.844 43.606 (6) (42.121) - 9.323 1.479 - 9.323 7.845 (6.575) - (6.575)

Outros 3.854 7.453 (8.082) (188) - 3.037 (817) - 3.037 3.853 - - -

Administração 1.616 2.410 (14) (3.416) - 596 (1.020) - 596 1.614 - - -

Máquinas e Equipamentos 1.051 1.164 (14) (1.815) - 386 (665) - 386 1.050 - - -

Outros 565 1.246 - (1.601) - 210 (355) - 210 564 - - -

Subtotal 13.314 53.469 (8.103) (45.725) - 12.956 (359) - 12.956 13.312 (6.575) - (6.575)

Total do Ativo Imobilizado 478.302 53.469 (12.141) - 89.472 609.102 41.328 (354.191) 254.911 214.051 (121.929) 43.371 (78.558)


A composição do intangível é como segue:

Intangível Valor

Bruto em 2016

Incorpo-ração

Adições (A)

Transfe-rências

(B)

Valor Bruto em

2017

Adições Líquidas = (A)+(B)

Amorti-zação Acum.



Ativo Intangível em Serviço Distribuição 8.856 20.633 - 766 30.255 766 (25.662) 4.593 913

Servidões 685 1.633 - (1.862) 456 (1.862) - 456 685

Softwares 8.171 11.613 - (19.732) 52 (19.732) - 52 228

Outros - 7.387 - 22.360 29.747 22.360 (25.662) 4.085 -

Administração 8.683 17.859 - - 26.542 - (22.507) 4.035 1.746

Softwares 8.648 17.764 - 130 26.542 130 (22.507) 4.035 1.711

Outros 35 95 - (130) - (130) - - 35

Subtotal 17.539 38.492 - 766 56.797 766 (48.169) 8.628 2.659

Ativo Intangível em Curso Distribuição 145 5.579 4.875 3.864 14.463 8.739 - 14.463 145

Servidões 145 765 4.137 (1.367) 3.680 2.770 - 3.680 145

Softwares - 4.814 3.392 2.577 10.783 5.969 - 10.783 -

Outros - - (2.654) 2.654 - - - - Administração 2.141 3.516 398 (4.630) 1.425 (4.232) - 1.425 2.141

Softwares 2.141 3.516 398 (4.630) 1.425 (4.232) - 1.425 2.141

Outros - - - - - - - Subtotal 2.286 9.095 5.273 (766) 15.888 4.507 - 15.888 2.286

Total do Ativo Intangível 19.825 47.587 5.273 - 72.685 5.273 (48.169) 24.516 4.945

Intangível - R$ Mil Valor

Bruto em 2015

Adições (A)

Baixas (B)

Transferências

(C)

Reavalia-ção

Valor Bruto em

2016

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amortização

Acum.

Valor Líquido

em 2016

Valor Líquido

em 2015

Ativo Intangível em Serviço Distribuição 6.101 - - 712 2.043 8.856 712 (7.943) 913 761

Servidões 581 - - - 104 685 - - 685 581

Softwares 5.520 - - 712 1.939 8.171 712 (7.943) 228 180

Administração 6.395 - - 445 1.843 8.683 445 (6.937) 1.746 2.197

Softwares 6.360 - - 445 1.843 8.648 445 (6.937) 1.711 2.162

Outros 35 - - - - 35 - - 35 35

Comercialização 583 - - (583) - - (583) - - 6

Softwares 583 - - (583) - - (583) - - 6

Subtotal 13.079 - - 574 3.886 17.539 574 (14.880) 2.659 2.964

Ativo Intangível em Curso Distribuição 48 228 (1) (130) - 145 97 - 145 48

Servidões 48 228 (1) (130) - 145 97 - 145 48

Administração 354 2.231 - (444) - 2.141 1.787 2.141 354

Softwares 354 2.231 - (444) - 2.141 1.787 - 2.141 354

Subtotal 402 2.459 (1) (574) - 2.286 1.884 - 2.286 402

Total do Ativo Intangível 13.481 2.459 (1) - 3.886 19.825 2.458 (14.880) 4.945 3.366


A composição da conta Máquinas e Equipamentos da Atividade de Distribuição é como segue:

Distribuição - Máquinas e Equipamentos Valor

Bruto em 2016

Incorpora-ção

Adições (A)

Baixas (B) Transfe- rências

(C)

Valor Bruto em

2017

Adições Líquidas =

(A)-(B)+(C)

AIS Bruto 545.372 1.202.859 1.066 (16.333) 118.271 1.851.235 103.004

Transformador de Distribuição 90.697 226.214 - (4.151) 12.273 325.033 8.122

Medidor 35.353 90.160 - (3.528) 10.824 132.809 7.296

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 95.228 - - - - 95.228 -

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 174.350 601.290 1.066 (7.189) 56.773 826.290 50.650

Redes Alta Tensão (69 kV) - 9.373 - (51) 6.233 15.555 6.182

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 10.836 17.999 - - 1.906 30.741 1.906

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 17.723 45.663 - (13) 3.160 66.533 3.147

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 12.725 31.080 - (932) 5.495 48.368 4.563

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 96.671 145.042 - (181) 16.534 258.066 16.353

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) - 91 - - 1.914 2.005 1.914

Demais Máquinas e Equipamentos 11.789 35.947 - (288) 3.159 50.607 2.871

Obrigações Especiais do AIS Bruto 115.354 354.398 - - 23.215 492.967 23.215

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização 109.508 332.007 - - 10.022 451.537 10.022

Outros 5.846 22.391 - - 13.193 41.430 13.193

Originadas da Receita 5.846 22.391 - - 13.193 41.430 13.193

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos 5.837 22.303 - - 13.193 41.333 13.193

Outros 9 88 - - - - -

Distribuição - Máquinas e Equipamentos - R$ Mil Valor

Bruto em

2015

Adições (A)

Baixas (B)

Transfe- rências

(C)

Reavaliação

Valor Bruto em

2016

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

AIS Bruto 424.654 - (1.444) 42.121 80.041 545.372 40.677

Transformador de Distribuição 60.388 - (1.745) 15.701 16.353 90.697 13.956

Medidor 29.416 - (316) 1.472 4.781 35.353 1.156

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 66.641 - (432) 7.648 21.371 95.228 7.216

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 133.243 - (622) 14.729 27.000 174.350 14.107

Redes Alta Tensão (69 kV) 1.566 - (4) 176 (1.738) - 172

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 19.073 - - - (8.237) 10.836 -

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 13.825 - (3) 1.083 2.818 17.723 1.080

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 9.096 - (4) 188 3.445 12.725 184

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 81.468 - (33) 340 14.896 96.671 307

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) 8 - - - (8) - -

Demais Máquinas e Equipamentos 9.930 - 1.715 784 (640) 11.789 2.499

Obrigações Especiais do AIS Bruto (80.885) - - (18.058) (16.411) (115.354) (18.058)

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização (75.039) - - (18.058) (16.411) (109.508) (18.058)

Outros (5.846) - - - - (5.846) -

Originadas da Receita (5.846) - - - - (5.846) -

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos (5.837) - - - - (5.837) -

Outros (9) - - - - (9) -


Ativo Imobilizado e intangível

Taxas anuais médias de depreciação (%)

2017 2016

Valor Bruto Depreciação e Amortização Acumulada

Valor líquido Valor líquido

Em serviço

Geração - - - -

Custo Histórico 3,89% 1.648 (712) 936 -

Reavaliação 3,89% (1.648) 712 (936) -

Distribuição 1.956.137 (1.091.248) 864.889 232.924

Custo Histórico 4,04% 1.185.237 (489.507) 695.730 177.149

Reavaliação 4,36% 770.900 (601.741) 169.159 55.775

Administração 87.291 (65.354) 21.937 11.690

Custo Histórico 14,35% 52.965 (34.093) 18.872 10.173

Reavaliação 9,60% 34.326 (31.261) 3.065 1.517

2.043.428 (1.156.602) 886.826 244.614

Em Curso Distribuição 73.657 - 73.657 12.505

Administração 7.950 - 7.950 2.736

81.607 - 81.607 15.241

2.125.035 (1.156.602) 968.433 259.855

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

Adições do Ativo Imobilizado e Intangível em Curso

Material / Equipamentos

Serviços de Terceiros

Mão de Obra Própria

Juros Capitalizados

Outros Gastos

Total

Terrenos 243 1 - 1 (63) 182

Reservatórios, Barragens e Adutoras - - - - - -

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias - 446 - - 20 466

Máquinas e Equipamentos 54.977 44.103 2.999 276 7.695 110.050

Móveis e Utensílios 225 2 1 - 36 264

A Ratear (4) (170) (7) - (5) (186)

Desenvolvimento de Projetos - 97 - - - 97

Transformação, Fabricação e Reparo de Materiais 65 - - - 2.836 2.901

Material em Depósito 5.303 2.713 - - (8.281) (265)

Compras em Andamento - - - - 25 25

Adiantamentos a Fornecedores - - - - - -

Depósitos Judiciais - (346) - 1 (13) (358)

Outros 2.041 2.043 1 (1) 2.273 6.357

Total das Adições 62.850 48.889 2.994 277 4.523 119.533

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 Geral de Informática 16,67%

Veículos 14,29%

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.

A composição destas obrigações:

Obrigações Especiais Depreciação - Taxa Média

Anual

Custo Histórico

Reavaliação Total 2017 Total 2016

Em serviço 307.818 185.149 492.967 115.354

Participação da União, Estados e Municípios 23.837 25.010 48.847 14.282

Participação Financeira do Consumidor 115.367 99.295 214.662 47.366

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 114.888 50.205 165.093 43.834

Programa de Eficiência Energética - PEE 7 8 15 14

Pesquisa e Desenvolvimento 4.228 4.737 8.965 2.258

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 8.115 5.840 13.955 1.754

Outros 41.376 54 41.430 5.846

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos 41.333 - 41.333 5.837

Outros 43 54 97 9

(-) Amortização Acumulada - AIS (131.443) (68.998) (200.441) (43.371)

Participação da União, Estados e Municípios 3,96% (7.756) (9.121) (16.877) (4.307)

Participação Financeira do Consumidor 3,93% (32.802) (40.892) (73.694) (14.171)

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 3,34% (83.757) (15.277) (99.034) (23.377)

Programa de Eficiência Energética - PEE 3,91% (3) (2) (5) (4)

Pesquisa e Desenvolvimento 3,93% (1.324) (1.925) (3.249) (699)

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 3,91% (3.297) (1.762) (5.059) (544)

Outros 4,02% (2.504) (19) (2.523) (269)

Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos (2.485) - (2.485) (269)

Outros (19) (19) (38) (2)

Em Curso 26.497 - 26.497 6.575

Participação da União, Estados e Municípios 1.339 - 1.339 386

Participação Financeira do Consumidor 6.826 - 6.826 553

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 1.837 - 1.837 -

Valores Pendentes de Recebimento 1.867 - 1.867 501

Valores Não Aplicados 10.348 - 10.348 2.946

Outros 4.280 - 4.280 2.189

Total 202.872 116.151 319.023 78.558


A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

Obrigações Especiais Valor

Bruto em 2016

Incorpo-ração

Adições (A)

Transfe-rências

(B)

Valor Bruto em

2017

Adições Líquidas =

(A)+(B)

Amortiza-ção

Acum.

Valor Líquido

em 2017

Valor Líquido

em 2016

Em serviço 115.354 354.398 - 23.215 492.967 23.215 (200.441) 292.526 71.983

Participação da União, Estados e Municípios 14.282 34.012 - 553 48.847 553 (16.877) 31.970 9.976

Participação Financeira do Consumidor 47.366 159.214 - 8.082 214.662 8.082 (73.694) 140.968 33.196

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 43.834 119.872 - 1.387 165.093 1.387 (99.034) 66.059 20.457

Programa de Eficiência Energética - PEE 15 - - - 15 - (5) 10 10

Pesquisa e Desenvolvimento 2.257 6.708 - - 8.965 - (3.249) 5.716 1.558

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica 1.754 12.201 - - 13.955 - (5.059) 8.896 1.210

Outros 5.846 22.391 - 13.193 41.430 13.193 (2.523) 38.907 5.576

Ultrapassagem de demanda 5.837 22.303 - 13.193 41.333 13.193 (2.485) 38.848 5.570

Outros 9 88 - - 97 - (38) 59 6

(-) Amortização Acumulada - AIS (43.371) (144.559) (12.511) - (200.441) (12.511) - - -

Participação da União, Estados e Municípios (4.306) (11.188) (288) (1.095) (16.877) (1.383) - - -

Participação Financeira do Consumidor (14.170) (53.903) (6.494) 873 (73.694) (5.621) - - -

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido (23.377) (71.595) (4.465) 403 (99.034) (4.062) - - -

Programa de Eficiência Energética - PEE (5) - - - (5) - - - -

Pesquisa e Desenvolvimento (699) (2.304) (246) - (3.249) (246) - - -

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica (544) (4.161) (173) (181) (5.059) (354) - - -

Outros (270) (1.408) (845) - (2.523) (845) - - -

Ultrapassagem de demanda (267) (1.376) (641) (201) (2.485) (842) - - -

Outros (3) (32) (204) 201 (38) (3) - - -

Em Curso 6.575 31.242 11.895 (23.215) 26.497 (11.320) - 26.497 6.575

Participação da União, Estados e Municípios 386 1.018 249 (314) 1.339 (65) - 1.339 386

Participação Financeira do Consumidor 554 6.186 10.864 (10.778) 6.826 86 - 6.826 554

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido - - 2.183 (2.183) - - - - -

Universalização Serv. Púb. de Energia Elétrica - 1.837 - - 1.837 - - 1.837 -

Valores Pendentes de Recebimento 500 1.732 (365) - 1.867 (365) - 1.867 500

Valores Não Aplicados 2.946 7.855 (1.036) 583 10.348 (453) - 10.348 2.946

Outros 2.189 12.614 - (10.523) 4.280 (10.523) - 4.280 2.189

Ultrapassagem de demanda - 10.616 - (10.616) - (10.616) - - -

Outros 2.189 1.998 - 93 4.280 93 - 4.280 2.189

Total 78.558 241.081 (616) - 319.023 (616) (200.441) 319.023 78.558


Obrigações Especiais - R$ Mil

Valor Bruto

em 2015

Adições (A)

Baixas (B)

Transferências

(C)

Reavalia-ção

Valor Bruto

em 2016

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amorti-zação Acum.

Valor Líquido

em 2016

Valor Líquido

em 2015

Em serviço

(80.885) - - (18.058) (16.411)

(115.35

4) (18.058) 43.371 (71.983) (59.760)

Participação da União, Estados e Municípios (11.490) - - (400) (2.392) (14.282) (400) 4.306 (9.976) (8.532)

Participação Financeira do Consumidor (33.185) - - (1.744) (12.437) (47.366) (1.744) 14.170 (33.196) (24.954)

Doações e Subv. a Investimentos no Serviço

Concedido (26.871) - - (15.914) (1.049) (43.834) (15.914) 23.377 (20.457) (18.039)

Programa de Eficiência Energética - PEE (14) - - - (1) (15) - 5 (10) (8)

Pesquisa e Desenvolvimento (1.791) - - - (466) (2.257) - 699 (1.558) (1.263)

Universalização do Serviço Públ. de Energia

Elétrica (1.688) - - - (66) (1.754) - 544 (1.210) (1.141)

Outros (5.846) - - - - (5.846) - 270 (5.576) (5.823)

Ultrapassagem de demanda (5.837) - - - - (5.837) - 267 (5.570) (5.817)

Outros (9) - - - - (9) - 3 (6) (6)

(-) Amortização Acumulada - AIS 21.125 2.201 - 14.493 5.552 43.371 16.694 Participação da União, Estados e Municípios 2.959 258 - - 1.089 4.306 258 Participação Financeira do Consumidor 8.231 881 - - 5.058 14.170 881 Doações e Subv. a Investimentos no Serviço

Concedido 8.831 742 - 14.493 (689) 23.377 15.235 Programa de Eficiência Energética - PEE 6 - - - (1) 5 - Pesquisa e Desenvolvimento 528 41 - - 130 699 41 Universalização do Serviço Públ. de Energia

Elétrica 547 32 - - (35) 544 32 Outros 23 247 - - - 270 247 Ultrapassagem de demanda 20 247 - - - 267 247 Outros 3 - - - - 3 - Em curso (6.143) (4.793) 796 3.565 - (6.575) (432) - (6.575) (6.143)

Participação da União, Estados e Municípios (486) (449) - 549 - (386) 100 (386) (486)

Participação Financeira do Consumidor (553) (1.802) - 1.801 - (554) (1) (554) (552)

Doações e Subv. a Investimentos no Serviço

Concedido - (1.421) - 1.421 Valores Pendentes de Recebimento (175) (1.121) 796 - - (500) (325) (500) (175)

Valores Não Aplicados (2.889) - - (57) - (2.946) (57) (2.946) (2.889)

Outros (2.040) - - (149) - (2.189) (149) - (2.189) (2.041)

Outros (2.040) - - (149) - (2.189) (149) (2.189) (2.041)

Total (65.903) (2.592) 796 - (10.859) (78.558) (1.796) 43.371 (78.558) (65.903)

Fornecedores

2017 2016

CCEE (1) 40.436 1.095 Contratos bilaterais e CCEARs (leilão) (2) 103.133 28.719 Energia livre 2.666 470 Encargos de serviços do sistema 988 415 Uso do sistema de transmissão/distribuição (2) 14.133 1.756 Materiais, serviços e outros (3) 24.267 4.957

Total - Circulante 185.623 37.412

1. Incremento do custo de energia no Mercado de Curto Prazo-MCP, principalmente no segundo semestre de 2017, influenciado pelos baixos níveis dos reservatórios no Sistema Interligado Nacional (SIN), devido à diminuição do volume de chuvas. Em consequência, o PLD atingiu valores expressivos, com média de R$ 308,14/MWh entre submercados em 2017, contra média de 115,71/MWh em 2016, o que corresponde a um aumento de 166% no exercício. Além disso, em 2017 as distribuidoras passaram a arcar com o Risco Hidrológico dos agentes de geração que firmaram o Termo de Repactuação, elevando os montantes a serem pagos à CCEE.


2. Refere-se à 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.

3. Refere-se às aquisições de materiais, serviços e outros, necessários à execução, conservação e manutenção dos serviços de distribuição,

com prazo médio de liquidação de 40 dias.

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 86.941 32.523 Empréstimos e financiamentos – moeda estrangeira 91.583 126.373 Encargos de dívidas – moeda nacional 1.160 169 Encargos de dívidas – moeda estrangeira 1.028 357 (-) Custos a amortizar – moeda estrangeira (480) - (-) Marcação a mercado de dívidas (8) 1.329

Total 180.224 160.751



A composição de empréstimos e financiamentos, e as principais condições contratuais podem ser encontradas no

detalhamento abaixo:

Operação

Total Encargos Vencim

ento

Periodicidade

Amortização

TIR (Taxa efetiva de juros) (5)

Garantias (*) 2017 2016

Financeiros Anuais

CCB – Santander (2) 4.275 7.160 CDI + 2,28% a.a. jun/19 Mensal 12,22% F + A

Repasse BNDES I - Itaú (1) 43.812 15.800 TJLP + 3,96% a

4,26% a.a. nov/21 Mensal

11,08%

a 11,38%

A

Repasse BNDES II - Itaú (1) 29.111 9.731 SELIC + 4,34% nov/21 Mensal 14,19% A

Nota Promissória - SAFRA (2) 10.903

- CDI + 1,65% fev/19 Final 11,59% A

Total em Moeda Nacional 88.101 32.691

Resolução 4131 - Itaú BBA (2 e 4) 25.804 84.698 3,40% a 4,29%a.a.

(Pré) fev/18 Trimestral

4,90%

a 5,79

% A

Resolução 4131 - Bank of America ML (2 e 4)

-

42.033 1,85% a.a. (Pré) jun/17 Trimestral 3,35% A

Loan Citi - 4131 (2 e 4) 22.706

- Libor + 1,70%

a.a. jun/22 Trimestral 4,50% A

Loan Citi EDC - 4131 (2 e 4) 22.703

- Libor + 1,80%

a.a. jun/22 Trimestral 4,60% A

Banco BBM 55722 Operação 4131 (2 e 4)

21.398

- 2,76% a.a. (Pré) abr/18 Final 4,26% A

(-) Custo de captação incorrido na contratação

(480) - - - - - -

(-) Marcação à Mercado de Dívida (3)

(8) 1.329 - - - - - -

Total em Moeda Estrangeira 92.123 128.060

Total 180.224 160.751

(*) A = Aval Energisa S.A., F=Recebíveis.

(1) A controladora final 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$83.674, 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 final 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 final Energisa S.A. Até dezembro de 2017 foram liberados R$78.666 (R$67.625 em 2016), 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 29 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas.

(2) Os contratos em moeda estrangeira possuem proteção de swap cambial e instrumento financeiros derivativos (vide nota explicativa nº

27).

(3) Estas operações estão sendo mensuradas ao valor justo por meio do resultado, de acordo com os métodos da contabilidade de “hedge” de valor justo e pela designação como “Fair Value Option” (nota explicativa nº 27).

(4) Os contratos com o BNDES e em moeda estrangeira 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 destes índices financeiros 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.

(5) Para as dívidas em moeda estrangeira, inclui variação cambial.

A Companhia tem como prática contábil alocar o pagamento de juros na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa. Os principais indicadores utilizados para a atualização de empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais 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% IPCA 2,95% 6,29% LIBOR 1,30% 0,67%

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

2017

2019 28.870 2020 18.453 2021 39.589 2022 22.630

Total 109.542


2017 2016

Saldos iniciais -2016 e 2015 160.751 181.580 Novos empréstimos e financiamentos obtidos 46.732 1.403 Saldo de Incorporação 200.606 - Custos Apropriados no exercício (533) - Encargos de dívidas - juros, variação monetária e cambial 16.427 (15.707) (-) Marcação Mercado Dívida (2.868) 3.049 Pagamento de principal (223.579) (1.659)


Pagamento de juros (17.312) (7.915)

Saldos finais - 2017 e 2016 180.224 160.751


Os custos de captações dos financiamentos a serem amortizados nos períodos subsequentes é como segue:


Banco Citibank 96 96 239 431 Banco Citibank - EDC 11 11 27 49

Total 107 107 266 480

Composição do Endividamento e Dívida Líquida:

Resumo Juros de Curto Prazo Principal Curto Prazo Principal +Juros LP Total Total 2017 2016

Dívida bruta 5.579 79.252 319.681 404.512 187.808 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 1.028 46.102 44.993 92.123 128.060 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 1.160 22.392 64.549 88.101 32.691 Tributária - - - - 26.483 Debêntures 3.391 (753) 197.759 200.397 - Fundo de Pensão - 2.527 12.380 14.907 574 Derivativos a Pagar - 8.984 - 8.984 - Ativos financeiros - 215.117 - 215.117 109.162 Alta Liquidez - 11.317 - 11.317 33.430 Demais Aplicações Financeiras - 195.029 - 195.029 55.273 Derivativos a Receber - 8.771 - 8.771 20.459

Dívida líquida 5.579 (135.865) 319.681 189.395 78.646

Debêntures (não conversíveis em ações)

O saldo de debêntures e demais componentes a elas relacionadas, são:

Descrição 2017 Debentures – moeda nacional 204.297

(-) custos de captação incorridos na emissão (3.900)

Total 200.397

Circulante 2.638 Não Circulante 197.759

Operações Total

Emissão Nº de Títulos Emitidos

/ circulação Rendimentos Vencimento Amortização

Taxa efetiva de juros 2017


44.719 19/07/2017 43.044 / 43.044 IPCA+5,60% a.a jun / 22 Final 8,55%


40.146 19/07/2017 38.632 / 38.632 IPCA+5,6601%



8.693 31/10/2017 8.580 / 8.580 IPCA+4,4885%



1.621 31/10/2017 1.599 / 1.599 IPCA+4,7110%



3.019 31/10/2017 2.977 / 2.977 IPCA+5,1074%



106.099 31/10/2017 104.844 / 104.844 107,75% CDI out / 22 Anual após

out/20 10,71%

(-) custos de captação incorridos na emissão

(3.900) - - - - - -

Total 200.397


Em 19 de julho de 2017 a ESS fez a 1ª emissão de debêntures em moeda corrente, com vencimento em 15/06/2022 e remuneração de IPCA mais 5,60% ao ano para a 1º Série e com vencimento 15/06/2024 e remuneração de IPCA mais 5,6601% ao ano para a 2ª Serie. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$84.865. Em 31 de outubro de 2017 a ESS fez a 3ª emissão de debêntures de 1ª série incentivada com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de IPCA mais 4,4885% ao ano, 2ª série com vencimento em 15/10/2024 e remuneração de IPCA mais 4,7110% ao ano, 3ª série com vencimento em 15/10/2027 e remuneração de IPCA mais 5,1074% ao ano e, 4ª série com vencimento em 15/10/2022 e remuneração de 107,75% CDI. Em 31 de dezembro de 2017 o valor atualizado é de R$119.432. Os recursos capitados com a emissão foram destinados para os projetos de Investimentos em Infraestrutura de Distribuição de Energia Elétrica que compreende a expansão, renovação ou melhoria da infraestrutura de distribuição de energia elétrica. A totalidade da emissão das debêntures foram integralmente adquiridas pela controladora Energisa. As debêntures 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 final Energisa S.A. O descumprimento desses níveis pode implicar em vencimento antecipado das dívidas (vide nota explicativa nº 27 – Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos). Em 31 de dezembro de 2017, as exigências contratuais foram cumpridas. As debêntures classificadas no passivo circulante têm seus vencimentos assim programados:

2017

2020 33.442 2021 34.195 2022 86.677 Após 2022 43.445

Total 197.759


Descrição 2017

Saldo inicial - circulante - 2016 - Novas emissões de debêntures 199.676 Custos Debêntures (4.162) Encargos de dívidas – juros no exercício 4.883

Saldo final - circulante - 2017 200.397

Circulante 2.638 Não circulante 197.759

Os custos de captações das debêntures a serem amortizados nos exercícios subsequentes são:








Total 755 755 2.390 3.900


Impostos e Contribuições Sociais

2017 2016

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (1) 63.379 19.855 IRPJ 4.629 819 CSSL 1.906 279 Contribuições ao PIS e a COFINS 15.712 5.402 Imposto de renda retido na fonte – IRRF 141 69 Outros 7.083 305

Total 92.850 26.729


(1) Do montante de R$63.379 (R$19.855 em 2016), R$27.541 (R$10.507 em 2016) refere-se a discussões de ICMS incidente sobre o

faturamento de baixa renda.

Programa Especial de Regularização Tributária – PERT

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$10.048 com a utilização de prejuízos fiscais e/ou base negativa de contribuição social próprios. A adesão ao programa gerou redução de multas e juros de R$4.081, 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 313 63 58 434 PIS e COFINS 1.517 433 485 2.435 IRPF e CSLL 7.813 1.562 2.629 12.004

Total 9.643 2.058 3.172 14.873

Principal

Valor do débito 9.643

Atualização (juros + multas) 5.230

Total 14.873

Liquidação

Pagamento a vista (antecipações) - 5% (744)

Redução de multas e juros (outras receitas financeiras) (4.081)

Valor utilizado de Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa de CSLL - Próprios (10.048)

Total (14.873)

Plano de Regularização de Créditos Tributários (Regularize)


Em dezembro de 2017 a Companhia aderiu ao Plano de Regularização de Créditos Tributários (Regularize) do Governo do Estado de Minas Gerais, instituído pela Lei 22.549/2017, para quitação de valores relativos ao ICMS incidente sobre a subvenção CDE – venda de energia elétrica, considerando os benéficos do plano, conforme segue:

Total

Principal 7.548 Multas, juros e honorários 578 Redução de juros e multa (202)

Valor liquidado em 20/12/2017 7.924

O montante de R$7.548 de principal, foi registrado na rubrica consumidores e concessionarias. As multas, juros e as reduções no montante de R$376 foi contabilizada em outras despesas financeiras na demonstração do resultado do exercício. a. Parcelamento de impostos

2017 2016

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 71.641 26.483

Total 71.641 26.483



A Companhia possui parcelamentos ordinários e de dívida ativa, débitos junto a Secretaria da Fazenda Estadual no montante de R$71.641 (R$26.483 em 2016), requerido em 2013 em 120 parcelas mensais, corrigidas pela variação da Selic. No exercício foram efetuados pagamentos de R$12.408 (R$6.033 em 2016), tendo registrado R$5.193(R$3.346 em 2016) de atualização monetária, contabilizado na rubrica de juros/multas e o número de parcelas a serem quitadas são 75. Os saldos consolidados dos impostos parcelados estão assim programados:

2017 2016

2017 - 3.946

2018 9.935 5.028

2019 14.819 4.667

2020 13.859 4.347

Após 2020 33.028 8.495

Total 71.641 26.483

2017 2016

Tributos e contribuições sociais correntes 92.850 26.729

Parcelamento de Impostos 71.641 26.483

Total 164.491 53.212

Encargos setoriais

2017 2016

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (1) 32.035 6.125 Fundo Nacional Desenv. Científico Tecnológico – FNDCT (2) 557 142 Ministério de Minas e Energia – MME (2) 259 66 Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL (2) 957 -


Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (2) 32.738 8.464 Programa de Eficiência Energética – PEE (2) 37.863 12.951

Total 104.409 27.748


(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.

(2) 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 aos Programas de Eficiência Energética (PEE) e 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.

Conta de Desenvolvimento Energético–CDE - refere-se a: (i) cota anual do exercício 2017 no montante de R$8.118 (R$10.276 em 2016); (ii) cota destinada a devolução do aporte de CDE no montante de R$2.784 (R$2.704 em 2016); e (iii) cota destinada a devolução do aporte da conta no Ambiente de Contratação Regulada (“Conta ACR”) no montante de R$5.539 (R$7.213 em 2016). A Companhia desde 02 de setembro de 2015, possui ação ordinária onde foi ajuizado o direito de promover mensalmente a compensação das subvenções a receber de CDE e baixa renda, com os valores a pagar de CDE com a Eletrobrás. Desta forma, até dezembro de 2017, foram compensados R$47.557 (R$12.435 em 2016) referente a subvenção CDE e R$9.151 (R$5.097 em 2016) referente subvenção baixa renda.

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 das Resoluções Normativas 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 PEE e P&D, 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.

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:

Trabalhistas Cíveis Regulatório Fiscais 2017 2016

Saldos iniciais - 2016 e 2015 1.062 2.848 - - 3.910 4.662

Constituições de provisões 3.521 5.079 - 163 8.763 3.415


Reversões de provisões (3.355) (3.155) - - (6.510) (3.799) Pagamentos realizados (935) (1.167) - - (2.102) (654) Atualização monetária 63 96 - 3 162 286 Saldo de Incorporação 4.418 6.575 - - 10.993 - Transferência - (4.094) 4.094 - - -

Saldos finais - 2017 e 2016 4.774 6.182 4.094 166 15.216 3.910

Cauções e depósitos vinculados (*) 959 48

(*) A Companhia possui cauções e depósitos vinculados no ativo não circulante, no montante de R$35.697 (R$10.334 em 2016). Deste total,

R$34.738 (R$10.286 em 2016), não possuem provisões para riscos em face do prognóstico de êxito ser possível ou remoto.

Trabalhistas A maioria dessas ações tem por objeto discussões de ex-empregados pretendendo (i) recebimento de horas extras, (ii) de adicional de periculosidade, (iii) horas de sobreaviso, (iv) indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade solidária ou subsidiária por verbas rescisórias. No exercício foram constituídas cerca de R$3.521 de aumento de provisões, principalmente relacionadas ao incremento do risco, basicamente envolvendo as discussões sobre o recebimento de horas extras, adicional periculosidade, sobreavisos, entretanto a Companhia reverteu provisões de R$3.355. No exercício foram liquidados cerca de R$935, referente ações trabalhistas.

Cíveis Nos processos cíveis discutem-se principalmente (i) corte indevido de energia elétrica; (ii) inscrição indevida (SPC/Serasa); (iii) cancelamento / revisão de fatura de irregularidade de consumo; (iv) cancelamento / revisão de fatura de consumo normal; (v) ressarcimento de danos elétricos; (vi) ligação ou troca de titularidade de UC; (vii) ações indenizatórias de danos materiais e morais, decorrentes de desligamentos, oscilação de tensão, acidentes, dentre outros; (ix) servidões administrativas, entre outros. No exercício, foram registradas cerca de R$5.079 de novas provisões e R$3.155, que 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 reparação de danos materiais e morais. No exercício foram liquidados cerca de R$1.167, referente ações civeis.

Regulatórias No exercício, foram efetuadas reclassificações no montante de R$4.094 para o regulatório de processos antes classificados como cíveis, referente descumprimento de preceito regulatório principalmente relacionado a disponibilização de informações de fiscalização de base de remuneração. A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de consultores jurídicos foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de desembolso futuro foi estimado como provável. Perdas possíveis A Companhia é parte passiva em processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante de R$100.311 (R$28.622 em 2016), cuja probabilidade de êxito foi estimada pelos consultores jurídicos como possível, não requerendo a constituição de provisão. O aumento entre o valor atual e o valor informado em 2016 refere-se, principalmente às movimentações relacionadas à entrada de novos processos, alterações de provisão, atualização monetária e mudanças/alterações de prognóstico. O incremento de R$71.689 registrado no período findo 31 de dezembro de 2017 refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua.


Trabalhistas As ações judiciais de natureza trabalhistas no montante de R$8.132 (R$1.075 em 2016), referem-se a discussões de ex-empregados que requerem recebimento de horas extras, de adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente de trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade subsidiária por verbas rescisórias. A redução ocorrida no exercício refere-se, principalmente, ao arquivamento de processos, alterações de provisão ou de prognóstico. O incremento de R$7.057 registrado no exercício refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua. Principais processos: . Reclamação trabalhista 0011297-53.2017.5.03.0178 recebida em 2017 com valor envolvido de R$2.238, envolvendo questões relacionadas a indenização por danos morais e materiais. . Reclamação trabalhista 0010944-20.2017.5.15.0100 recebida em 2017 com valor envolvido de R$2.265, envolvendo questões relacionadas a indenização por danos morais e materiais.

Cíveis As ações judiciais de natureza cível no montante de R$31.122 (R$22.445 em 2016), referem-se, em sua grande maioria, a discussões sobre o valor de contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; cobrança de danos materiais e morais pelo consumidor, decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos aparelhos de medição ou decorrentes de variações de tensão elétrica ou de falta momentânea de energia, entre outros. O incremento de R$8.677 registrado no exercício refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EEB, CNEE, EDEVP, CFLO e Caiua. Principais processos: Ação de Indenização onde se discute questões relacionadas a Verbas Contratuais, 1005048-10.2015.8.26.0482 com valor pedido de R$20.499 (R$19.989 em 2016), proposta em abril de 2016.

Regulatório As ações judiciais de natureza regulatória no montante de R$18.772, proposta pela Aneel para discussões sobre recálculo das tarifas de energia elétrica das concessionárias, de forma que a Parcela B não absorva os ganhos de escala supostamente decorrentes do aumento de demanda; questões sobre refis.

Fiscais As ações de natureza fiscais e tributárias no montante R$42.285 (R$5.102 em 2016) referem-se basicamente a discussões sobre: (i) ICMS e (ii) taxa de fiscalização. O incremento de R$37.183 no exercício de 2017 refere-se, principalmente a movimentação de incorporação das empresas EBR, ENA, EVP, ELO e ECI. Principais processos:


. Auto de Infração, 4.034.268-2 montante de R$20.532 (R$17.333 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS sobre valores recebidos a título de subvenção econômica da subclasse baixa renda ref. fevereiro de 2008 até dezembro 2009. . Auto de Infração, 4.022.209 no montante de R$5.340 (R$5.100 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS. . Auto de Infração, 10880.914021/2011-61 no montante de R$3.260 (R$2.999 em 2016) onde se discute questões relacionadas incidência de ICMS.


20.1. Capital Social O capital social, subscrito e integralizado é de R$534.717 (R$335.857 em 2016) está representado por 97 mil ações ordinárias (366.241 mil em 2016) todas nominativas sem valor nominal. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de junho de 2017, foi aprovado, em decorrência das incorporações dos acervos líquidos das companhias incorporadas (EDEVP, EEB, CNEE e CFLO), o aumento de capital da Companhia em R$341.742, mediante a emissão de 60.488 novas ações ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal, a serem subscritas e integralizadas pelos atuais acionistas da EDEVP, EEB, CNEE e da CFLO. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 20 de setembro de 2017, foi aprovado a redução de capital social da Companhia no montante de R$142.882, sem cancelamento de ações, para a absorção de parte dos prejuízos acumulados, homologada ANEEL, nos termos do Despacho nº 1.636, de 09 de junho de 2017. 20.2. 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 a o artigo 193 da Lei 6.404/76. 20.3. Dividendos O Estatuto Social determina a distribuição de um dividendo mínimo 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 ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 4.463/2013 aprovou o Plano de Recuperação da Companhia tendo, dentre outros, estabelecido que a distribuição de dividendos acima do mínimo exigido pela legislação fica condicionada a uma relação entre a Dívida Líquida e o Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA, menor ou igual a 3,5 (três vírgula cinco) vezes. A Administração está propondo a seguinte distribuição de dividendos:

2017

Lucro líquido do exercício 67.883

Absorção de prejuízos (4.459)

Reserva legal (5%) (3.171)


Lucro líquido ajustado 60.253

Dividendos obrigatórios (25%) R$0,04 por ação 15.063

Dividendos adicionais propostos R$0,13 por ação 45.190

Total dos dividendos 45.190

% sobre o lucro líquido ajustado 100

20.4. Outros resultados abrangentes Refere-se a contabilização do plano de benefício a empregados líquidos de impostos. Os referidos saldos estão contabilizados como Outros resultados abrangentes em atendimento ao CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis. Segue movimentação ocorrida nos exercícios:

2017 2016 Saldo inicial – 2016 e 2015 (500) (73) Ganho e perda atuarial – benefícios a empregados (4.997) (647) Tributos sobre ganho e perda atuarial – benefícios a empregados 1.699 220

Saldo final – 2017 e 2016 (3.798) (500)

20.5. Ajuste de avaliação patrimonial – reserva de reavaliação compulsória A Companhia possui reserva de reavaliação compulsória no montante de R$36.390 (R$14.302 em 2016). A reavaliação foi registrada no exercício de 2017, com base na Nota Técnica nº 130/2016 aprovada pela Resolução Homologatória nº 2.071 de 03 de maio de 2016 que homologou o 4° ciclo tarifário da Companhia.

20.6. Prejuízos acumulados A companhia possui prejuízos acumulados em 2017 no montante de R$67.580 (R$173.741 em 2016) conforme demostrado na nota explicativa nº 32.7.

Receita operacional

2017 2016

Fora do escopo dos auditores independentes

Fora do escopo dos

auditores independentes

Nº de consumidores

MWh R$ Nº de

consumidores MWh R$

Residencial 647.957 1.383.469 595.667 206.573 455.658 269.313 Industrial 4.437 383.273 148.758 1.300 105.428 59.528 Comercial 61.615 727.466 314.074 21.100 269.348 154.830 Rural 45.132 295.055 78.223 11.921 60.040 22.252 Poder público 6.551 117.054 49.351 2.092 47.440 25.110 Iluminação pública 610 190.457 47.415 94 61.539 20.447 Serviço público 1.139 163.525 57.481 348 62.657 28.415 Consumo próprio 170 3.305 - 47 1.523 -

Subtotal 767.611 3.263.604 1.290.969 243.475 1.063.633 579.895 Suprimento - 509.665 115.786 - 139.111 23.116 Fornecimento não faturado líquido - 2.303 3.179 - 1.073 (2.288)


Disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição

130 - 90.288 - - 9.425

Outras receitas operacionais - - 15.352 - - 7.144 (-) Ultrapassagem demanda (1) - - (3.190) - - (519) (-) Excedente de reativos (1) - - (2.874) - - (1.312) Deduções Bandeiras Tarifárias – CCRBT (3) - - - - - 203 Constituição e amortização – CVA ativa e passiva (2) - - 52.799 - - (46.243) Subvenções vinculadas ao serviço concedido - - 66.967 - - 19.814 Total - receita operacional bruta 767.741 3.775.572 1.629.276 243.475 1.203.817 589.235

Deduções da receita operacional ICMS - - 277.583 - - 109.444 PIS - - 25.858 - - 9.734 COFINS - - 119.102 - - 44.835 Deduções Bandeiras Tarifárias – CCRBT (3) - - 25.864 - - - Programa de Eficiência Energética - PEE - - 5.111 - - 1.730 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - - 147.150 - - 75.062 Programa de Eficiência e Desenvolvimento - P&D - - 5.111 - - 1.730 Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

- - 1.311 - - 535

Total - deduções receita operacional - - 607.090 - - 243.070

Total - receita operacional líquida 767.741 3.775.572 1.022.186 243.475 1.203.817 346.165

(1) Inclui R$4.606 (R$1.831 em 2016) de receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo, contabilizado em contrapartida de outros passivos financeiros setoriais, conforme Despacho ANEEL nº245/2016, e R$1.119 na amortização referente ao Oficio Circular 112/2017-SFF/ANEEL, exclusivo para as distribuidoras que renovaram o contrato de concessão, que definiu que os dados de Ultrapassagem de Demanda e Excedente Reativo acumulados até a competência fevereiro/2017 fossem transferidos para Obrigações Especiais e os dados posteriores a março/2017 fossem contabilizados como Passivo Financeiro Setorial (vide nota explicativa nº 8).

(2) Refere-se ao montante de ativos e passivos financeiros setoriais reconhecidos no resultado do exercício de 2017 e 2016 de acordo com o OCPC 08. (3) 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 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$55.057 (R$11.856 em 2016), tendo sido repassado da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT o montante de R$25.864 e recebido da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT o montante de R$203 em 2016. Dessa forma, o efeito líquido das bandeiras tarifárias no resultado da Companhia em 2017 foi de R$29.193 (R$12.059 em 2016). Para os meses de janeiro a novembro de 2017 e exercício 2016 a ANEEL já 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) (11) 1 Fevereiro Nº 899 de 30 de março de 2017(Nº 797 de 30 de março de 2016) (8) 2 Março Nº 1.237 de 05 de maio de 2017 (Nº 1.061 de 02 de maio de 2016) 164 - Abril Nº 1.492 de 30 de maio de 2017 (Nº 1.431 de 31 de maio de 2016) 214 - Maio Nº 1.944 de 04 de julho de 2017 (Nº 1.734 de 29 de julho de 2016) (136) - Junho Nº 2.330 de 01 de agosto de 2017 (Nº 2.045 de 29 de julho de 2016) 2.915 1 Julho Nº 2.742 de 30 de agosto de 2017 (Nº 2.298 de 29 de agosto de 2016) 2.250 1 Agosto Nº 3.365 de 02 de outubro de 2017 (Nº 2.626 de 30 de setembro de 2016) 3.744 (2) Setembro Nº 3.711 de 01 de novembro de 2017(Nº 2.882 de 01 de novembro de 2016) 2.504 (3) Outubro Nº 4.068 de 04 de dezembro de 2017 (Nº 3.147 de 01 de dezembro de 2016) 4.504 (4) Novembro Nº 2 de 02 de janeiro de 2018 (Nº 3.415 de 29 de dezembro de 2016) 6.767 (92)

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

2.957 (107)

25.864 (203)

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 administrativa

s 2017 2016

Energia elétrica comprada para revenda 640.657 - - - 640.657 214.513 Encargo de uso - sistema de transmissão e distribuição 84.129 - - - 84.129 37.898 Pessoal e administradores - 48.913 15 16.096 65.024 31.507 Entidade de previdência privada/plano de saúde - 1.162 - 5.496 6.658 - Material - 6.121 12 2.808 8.941 4.780 Serviços de terceiros - 25.243 114 43.740 69.097 26.555 Depreciação e amortização - 24.989 - 4.086 29.075 12.074 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - 761 - - 761 802 Provisão (reversão) para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais

- (460) - 611 151 (1.038)

Outras - 1.909 - 6.123 8.032 6.804 Outras (receitas) despesas operacionais (2.371) (2.371) 424

724.786 108.638 141 76.589 910.154 334.319

22.1. Energia Elétrica Comprada para revenda

MWH (**) Energia elétrica comprada p/revenda

2017 2016 2017 2016

Energia de Itaipú – Binacional 257.998 263.032 176.282 53.855 Energia de Leilão 433.949 462.116 177.624 108.989 Energia Bilateral 195.761 196.227 147.806 35.897 Cotas de Angra Resolução Normativa nº530/2012 45.416 45.540 24.868 9.104 Energia de curto prazo - CCEE (*) 7.461 5.780 54.126 - Cotas Garantia Física Resolução Homologatória nº 1410/2013 324.212 332.160 103.629 19.714 Programa Incentivo Fontes Alternativas Energia - PROINFA 26.090 27.610 20.979 9.507 (-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (64.657) (22.553)

Total 1.290.887 1.332.465 640.657 214.513

(*) Inclui nesta linha demais custos na CCEE tais como, efeitos dos 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.

22.2. Pessoal e administradores

2017 2016

Pessoal

Remuneração 36.474 13.356

Encargos 13.134 5.639

Previdência privada - Corrente 1.335 866

Participação nos Lucros e Resultados - PLR 6.255 -

Despesas recisórias 935 975

Outros benefícios - Corrente 456 7.928

Outros 10.945 1.687

Administradores

Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 46 1.056

Participação nos Lucros e Resultados- PLR 2.061 -

Benefícios dos administradores 41 -

Total 71.682 31.507

Outros resultados


2017 2016

Ganho na desativação/alienação de bens/direitos 2.141 12 Outros 2.579 - 4.720 12

Perdas na desativação/alienação de bens e direitos (1.545) (436) Outros (1.050) - (2.595) (436)

Total 2.125 (424)

Receitas e despesas financeiras

2017 2016

Receitas financeiras Receita de aplicações financeiras 17.475 7.564

Juros ativos 6.516 2.115

Variação monetária e acréscimo moratório de energia vendida 13.122 6.369

Juros de energia vendida - CCEE 166 71

Atualização financeira - Ativos financeiros setoriais (2.513) 2.794

Juros Selic s/impostos a recuperar 12.054 -

Atualização depósito judicial 859 -

Juros Selic s/ PERT 8.655 -

Redução: 70% multas e 90% juros Selic (Lei 13496) 4.081 -

(-) Tributos sobre receitas financeiras – PIS/COFINS (3.948) (1.001)

Outras 16.794 187

Total receitas financeiras 73.261 18.099

Despesas Financeiras Encargos de dívidas - juros (21.309) 15.707

Variação Cambial compra de Energia - Itaipu Binacional - (727)

Marcação a mercado da dívida 2.868 (3.049)

Juros e Multas (4.337) (8.416)

Juros e multa - PERT (12.542) -

Outros débitos fiscais - PERT (1.036) -

Instrumentos financeiros derivativos (10.179) (36.427)

Despesas Bancárias/IOF (1.118) -

Atualização saldo à aplicar de P&D e PEE (3.455) -

Atualiz. parcelamento de impostos e encargos (2.071) -

Despesa com aval (892) -

Marcação a mercado derivativos 3.249 4.201

Atualização financeira - Passivos financeiros setoriais 861 (2.093)

Variação monetária de provisão para riscos (162) (286)

Transferência para ordens em curso 275 413

Provisão para perda de crédito tributário (13.564) -

Outras (15.560) (2.378)

Total despesas financeiras (78.972) (33.055)


Lucro por ação societário


Cálculo de lucros por ação (em milhares de reais, exceto lucro líquido básico por ação):

2017 2016

Numerador


Denominador (em milhares de ações)

Média ponderada de número de ações ordinárias 71.909 320.594

Resultado básico por ação ordinária (*) 0,944 0,002

(*) A Companhia não possui instrumento diluidor

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 nossos auditores independentes. As principais coberturas são:

Ramos Data de

Vencimento Importância Segurada

Prêmio Anual

2017 2016

Riscos Operacionais 07/11/2018 63.000 403 117

Responsabilidade Civil Geral 23/11/2018 50.600 225 96

Frota - Danos Materiais, Corporais e Morais a Terceiros 23/10/2018 Até R$360 / veículo 92 26

Vida em Grupo Acidentes Pessoais (*) 31/12/2018 51.226 146 48

Responsabilidade Civil de Administradores e Diretores (D&O) 26/11/2018 50.000 28 15

Transporte Nacional 30/01/2018 Até R$2.000/veiculo 18 6

Compreensivo Empresarial 28/09/2018 820 2 1

914 309 (*) Importância Segurada relativa ao mês de DEZ/2017 e prêmio anualizado.

Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco

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 da Companhia ter classificado os respectivas 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$2.391 (R$1.013 em 2016), assim como as principais premissas utilizadas, estão divulgadas nas notas explicativas nº 8 e 13. Abaixo, são comparados os valores contábeis, valor justo e níveis hierárquicos dos principais ativos e passivos de instrumentos financeiros:

2017 2016 ATIVO Nível Contábil Valor Justo Contábil Valor Justo Caixa e equivalentes de caixa 2 11.317 11.317 33.430 33.430 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 2 195.029 195.029 55.273 55.273 Consumidores e concessionárias 2 278.309 278.309 67.991 67.991 Títulos de créditos a receber 2 4.824 4.824 628 628 Instrumentos financeiros derivativos 2 8.771 8.771 20.459 20.459 Ativos financeiros setoriais 3 179.909 179.909 29.787 29.787

2017 2016 PASSIVO Nível Contábil Valor Justo Contábil Valor Justo

Fornecedores 2 185.623 185.623 37.412 37.412 Empréstimos, financiamentos, encargos de dívidas e debêntures 2 380.621 380.751 160.751 160.728

Parcelamento de tributos 2 - - 26.483 26.483

Passivos financeiros setoriais 3 197.774 197.774 44.956 44.956 Instrumentos financeiros derivativos 2 8.984 8.984 - -

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 2017 e 2016, estão identificadas a seguir:

Não derivativos – classificação e mensuração

a) Empréstimos e recebíveis Incluem, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber e outros créditos. São inicialmente mensurados pelo custo amortizado, usando-se a taxa de juros efetiva, sendo seus saldos aproximados ao valor justo.

b) Aplicações financeiras avaliadas a valor justo por meio do resultado ou custo amortizado Os saldos das aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários - CDB 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.

c) Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (i) empréstimos e recebíveis, (ii) investimentos mantidos até o vencimento, ou (iii) 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.

d) 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, encargos de dívidas e debêntures – 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, 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). 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 período, 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” foi impactado com um ganho de R$1.533 (um ganho de R$3.049 e R$(1.516) das incorporadas em 2017) e reconhecido no resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. Em jul/2017, a Companhia realizou a captação de R$ 81,7 milhões através da emissão de debentures e efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de “hedge”) para troca de variação de juros pré-fixado para pós-fixados em CDI. Em out/2017, a Companhia realizou a captação de R$ 118 milhões através da emissão de debentures e efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de “hedge”) para troca de variação de juros pré-fixado para pós-fixados em CDI.


Fair Value Option A Companhia optou pela designação formal de novas operações de dívidas contratadas em 2017, para as quais 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 período o valor contábil das dívidas designadas como “Fair Value Option” foi impactado em R$1.355 e reconhecido como resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. 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 A Diretoria tem responsabilidade geral pelo estabelecimento e supervisão do modelo de administração de risco da Companhia. Assim, fixou limites de atuação com montantes e indicadores preestabelecidos na “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” (revista anualmente e disponível na web site da Companhia) e nos regimentos internos da diretoria. 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 dos exercícios são:

2017 2016 Dívida (1) 380.621 160.751 Caixa e equivalentes de caixa (11.317) (33.430)

Dívida líquida 369.304 127.321

Patrimônio líquido (1) 579.280 188.016

Índice de endividamento líquido 0,64 0,68


(1) A dívida é definida como empréstimos, financiamentos e debêntures de curto e longo prazos e encargos de dívidas (excluindo derivativos

e contratos de garantia financeira), conforme detalhado nas notas explicativas nº 17 e 18.

(2) 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. A seguir, apresentamos a estratificação dos passivos financeiros, incluindo pagamentos de juros estimados. Não é esperado que possam ocorrer alterações significativas nos fluxos de caixa incluídos nesta análise.

Taxa média de juros efetiva

ponderada

Até 6 meses

De 6 a 12 meses

De 1 a 3 anos

De 3 a 5 anos

Mais de 5 anos

Total

Fornecedores 210.042 - - - - 210.042

Empréstimos, financiamentos, encargos de dívidas e debêntures

8,63% 68.566 21.914 126.367 221.890 62.258 500.995

Instrumentos Financeiros Derivativos (7.955) (1.029) (9.353) 10.872 7.252 (212)

Total 270.653 20.885 117.014 232.762 69.510 710.825

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” do Grupo Energisa. Constituído no primeiro trimestre de 2010, o Comitê de Auditoria do Conselho de Administração tem a função de supervisionar se a administração do grupo 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 contábeis regulatórias foram:

Nota 2017 2016

Caixa e equivalentes de caixa 5 11.317 33.430 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 5 195.029 55.273 Consumidores e concessionárias 6 278.309 67.991 Títulos de créditos a receber 7 4.824 628 Instrumentos financeiros derivativos 29 8.771 20.459 Ativo financeiros setoriais 11 179.909 29.787

c) Risco de mercado: taxa de juros e de câmbio Parte dos empréstimos e financiamentos em moeda nacional, apresentados na nota explicativa nº 15, é composta de financiamentos obtidos junto a diversos agentes de fomento nacional (Eletrobrás e BNDES) e outras instituições 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 alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, em face dos 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 as variações 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 de emissões da Companhia em 31 de dezembro de 2017 de R$385.001 (R$160.751 em 2016), R$ 92.131 (R$128.060 em 2016) estão representados em dólares, conforme nota explicativa nº 15.As operações que possuem proteção cambial e os respectivos instrumentos financeiros utilizados estão detalhadas abaixo: Os empréstimos em dólar norte americano têm vencimento de curto e longo prazo (último vencimento em junho de 2022) e custo máximo de 4,96% ao ano mais variação cambial. No balanço patrimonial de 31 de dezembro de 2017, a Companhia apresenta no ativo circulante (R$20.459 em 2016), no ativo não circulante R$ 8.771, no passivo circulante R$8.984 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 reflete 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 do lançamento de marcação a mercado ora refletido nas demonstrações contábeis regulatórias. Por outro lado, uma maior deterioração da volatilidade do cupom cambial e da cotação do dólar poderá implicar no aumento do valor ora contabilizado. 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. A proteção acima está dividida no instrumento descritos a seguir:

Operação Notional Custo Financeiro (% a.a.)

Vencimento Designação (USD) Ponta Ativa Ponta Passiva

Resolução 4131 - Itaú BBA 7.663 VC + 5,05% CDI + 2,95% 26/02/2018 Fair Value Option Resolução 4131 - BBM 6.309 V.C. + 3.68% CDI + 1,65% 30/04/2018 Fair Value Option Resolução 4131 - Citibank 6.857 VC + (Libor + 1,70%) x 117,65% CDI + 1,53% 21/06/2022 Fair Value Option Resolução 4131 - Citibank 6.857 VC + (Libor + 1,80%) CDI + 1,53% 21/06/2022 Fair Value Option


Adicionalmente, a Companhia possui operações de swap de taxa de juros (taxas pré-fixadas, CDI) associada ao

“Notional” de seu endividamento em moeda local (Reais). As operações de swap de juros estão relacionadas a

seguir:

Operação Notional

(BRL)

Custo Financeiro (% a.a.) Vencimento Designação

Ponta Ativa Ponta Passiva

Itaú BBA X ESS 24.647 IPCA + 5,60% 101,75% CDI 15/06/2022 Fair Value Hedge Itaú BBA X ESS 18.397 IPCA + 5,60% 101,75% CDI 15/06/2022 Fair Value Hedge Itaú BBA X ESS 22.121 IPCA + 5,66% 102,65% CDI 14/06/2024 Fair Value Hedge Itaú BBA X ESS 16.511 IPCA + 5,66% 102,65% CDI 14/06/2024 Fair Value Hedge JP Morgan X ESS 8.580 IPCA + 4,49% 100,90% CDI 17/10/2022 Fair Value Hedge JP Morgan X ESS 1.599 IPCA + 4,71% 101,60% CDI 15/10/2024 Fair Value Hedge JP Morgan X ESS 2.977 IPCA + 5,11% 103,50% CDI 15/10/2027 Fair Value Hedge

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

Fair Value Hedge Valor de referência

Descrição Valor justo

2016 2016

Dívida (Objeto de Hedge) (*) 105.000 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (128.061)

105.000

Posição Ativa Moeda Estrangeira - USD e LIBOR 128.313

Swap Cambial Posição Passiva (Instrumento de Hedge) Taxa de Juros CDI (107.854)



Fair Value Hedge Valor de referência


2017 2017 Dívida (Objeto de Hedge) (*) 94.832 Taxa Pré-Fixada (101.363)

94.832

Posição Ativa Taxa Pré-Fixada 101.370

Swap de Juros Posição Passiva

(Instrumento de Hedge) Taxa de Juros CDI (98.041)



(*) De acordo com a norma contábil, os empréstimos objetos de Fair Value Hedge são ajustados a valor presente desconsiderando o efeito da taxa Libor De acordo com o CPC 40, apresentam-se abaixo os valores dos instrumentos financeiros derivativos da Companhia, cujos valores não foram contabilizados como “fair value hedge”, vigentes em 31 de dezembro de 2017:

Fair Value Option Valor de referência


2017 2017

Dívida designada para 93.575 Moeda Estrangeira - USD e LIBOR (92.602)

“Fair Value Option”

93.575

Posição Ativa


Swap Cambial Posição Passiva

(Derivativo) Taxa de Juros CDI (96.144)

Posição Líquida Swap (3.542)


O Valor Justo dos derivativos contratados pela Companhia em 31 de dezembro de 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 15 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). 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 BM&F. Análise de Sensibilidade De acordo com a Instrução CPC 40, a Companhia realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais os instrumentos financeiros e derivativos estão expostos, conforme demonstrado:

a) Variação cambial Considerando a manutenção da exposição cambial de 31 de dezembro de 2017, com a simulação dos efeitos nas demonstrações contábeis regulatórias 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 contábeis regulatórias):

Operação Exposição Risco

Cenário I Cenário II Cenário III

(Provável) (*)



Dívida Moeda Estrangeira – USD e LIBOR (93.575) (85.841) (107.058) (128.275)

Variação Dívida - 7.734 (13.483) (34.700)

Swap Cambial Posição Ativa Instrumentos Financeiros Derivativos – USD e LIBOR 92.602 84.868 106.085 127.302

Variação – USD e LIBOR - (7.734) 13.483 34.700

Posição Passiva Instrumentos Financeiros Derivativos - Taxa de Juros CDI

(96.144) Alta US$ (96.144) (96.144) (96.144)

Subtotal (3.542) (11.276) 9.941 31.158

Total Líquido (97.117) (97.117) (97.117) (97.117)

(*) 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 pré-fixada brasileira em reais para 31 de dezembro de 2017, atingem seu objetivo, o que é refletido no valor presente negativo de R$97.117, 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%, e em função da Companhia não possuir atualmente limitadores, levaria a valor presente negativo de R$97.117 em ambos os casos.

b) Variação das taxas de juros


Considerando a manutenção da exposição às taxas de juros de 31 de dezembro de 2017, com a simulação dos efeitos nas demonstrações contábeis regulatórias futuras, por tipo de instrumento financeiro seriam obtidos os seguintes resultados (ajustados a valor presente para a data base das demonstrações contábeis regulatórias):

Operação Exposição Risco Cenário I (Provável) (*)

Cenário II Cenário III



Dívida Moeda Local – Taxa de Juros (94.832) (94.832) (94.832) (94.832)

Swap de Juros

Alta CDI

Posição Ativa Instrumentos Financeiros Derivativos – Pré

101.370 101.370 101.370 101.370

Posição Passiva Instrumentos Financeiros Derivativos - CDI

(98.040) (98.040) (107.836) (117.631)

Variação - CDI + TJLP -

- 9.796 (19.590)

Subtotal 3.329 3.329 (6.466) (16.261)

Total Líquido (91.503) (91.503) (101.299) (111.093)

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 caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o resultado financeiro líquido seria impactado em:

Instrumentos Exposição (R$

mil) Risco Cenário I

(Provável) (*) Cenário II

(Deterioração de 25%) Cenário III


Instrumentos financeiros ativos: Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

206.176 Alta CDI 13.917 17.396 20.875

Instrumentos financeiros passivos: Swap (96.144) Alta CDI (6.490) (7.814) (9.377)

Empréstimos, financiamentos e debêntures.

(121.277) Alta CDI (8.186) (10.233) (12.279)

(43.812) Alta TJLP (3.067) (3.834) (4.601)

(98.199) Alta IPCA (2.897) (3.621) (4.346)

(29.111) Alta SELIC (1.965) (2.456) (2.948)

Subtotal (**) Total (Perdas) (388.543) (22.605) (27.958) (33.551)

(182.367) (8.688) (10.562) (12.676)

(*) 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 e TJLP 7,00% e Selic 6,75% ao ano. (**) Não inclui as operações pré-fixadas no valor de R$3.542.

Gerenciamento de risco de liquidez 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.

Benefícios pós-emprego

28.1. Contexto


O Plano Elétricas é patrocinado pela empresa Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S/A (nova denominação social de Caiuá Distribuição de Energia S.A., que incorporou as distribuidoras Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A., Empresa Elétrica Bragantina S.A.) dentre outras. Em 30 de junho de 2017, em Assembleia Geral Extraordinária foi aprovada as incorporações societárias pela Energisa Sul-Sudeste – Distribuição de Energia S.A da Empresa Elétrica Bragantina S.A, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A., Companhia Nacional de Energia Elétrica, e Companhia Força e Luz do Oeste. A Companhia patrocinadora de planos de benefícios previdenciários mensurou os valores dos compromissos previdenciários dos planos conforme CPC 33 28.2. Sumário dos planos de benefícios As patrocinadoras têm como “veículo financeiro” dos seus planos de benefícios previdenciários a ENERGISAPREV – Fundação Energisa de Previdência, pessoa jurídica de direito privado, com funcionamento autorizado pela Portaria nº 47, de 24/10/2003, do Ministério da Previdência Social – Secretaria de Previdência Complementar. É resultado do processo de fusão das seguintes fundações: a) FUNREDE – Fundação Rede de Seguridade; b) FUNGRAPA – Fundação Grão Pará de Previdência e c) PREVIMAT – Fundação de Previdência e Assistência Social dos Empregados da CEMAT. Os planos de benefícios previdenciários são descritos a seguir: a. Plano de Benefícios Elétricas BD-I: Instituído em 01/08/1986, encontra-se em extinção desde 31/12/1998, quando foi bloqueada a adesão de novos participantes. Assegura benefícios suplementares à aposentadoria por tempo de serviço/velhice, aposentadoria por invalidez, auxílio-doença, pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos Participantes, pelos Assistidos e pelas Patrocinadoras. b. Plano de Benefícios Elétricas-R: Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu regulamento por meio da Portaria nº 880, de 12/01/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de Previdência Complementar do MPS. Assegura os seguintes benefícios: suplementação da aposentadoria por invalidez, suplementação do auxílio-doença, suplementação da pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido. Os benefícios são custeados exclusivamente pelas empresas Patrocinadoras e de forma solidária com as demais Patrocinadoras. Antes da fusão, os planos eram contabilizados em separado, e a partir de então as contas são prestadas de forma comum, em um único balancete, por conta da legislação que regulamenta as entidades de previdência complementar. Todavia, especificamente para efeitos desta Avaliação e para o cumprimento ao CPC 33, impõe-se a aferição compartimentada dos compromissos atuariais, das despesas com contribuições, dos custos e do ativo do Plano de Benefícios-R, por empresa patrocinadora. c. Plano de Benefícios Elétricas-OP: Instituído em 01/01/1999 e assegura o benefício de Renda Mensal Vitalícia, após o prazo de diferimento. Durante o prazo de diferimento do benefício, este plano está estruturado na modalidade de Contribuição Definida e o valor da Renda Mensal Vitalícia está sempre vinculado ao montante financeiro das contribuições acumuladas a favor do participante.


A Renda Mensal Vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente a cada ano, e nessa fase é considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes (90%) e pelas patrocinadoras (10%). 28.3. Situação Financeira dos Planos de Benefícios – Avaliação Atuarial – data base 31 de dezembro de 2017 Com base na avaliação atuarial elaborada por atuários independentes da Companhia em 31 de dezembro de 2017, os planos de benefícios definidos, seguindo os critérios requeridos pelo CPC 33 - Benefício a empregados, são conforme segue: a. Número de participantes/beneficiários:

2017 2016


Número participantes 3 1.043 (*) 2 369 (*) Número assistidos 81 5 42 18 1 5 Número beneficiários pensionistas 27 5 4 1 2 1

Total 111 1.053 46 21 372 6 (*) No plano Elétricas OP, os participantes ativos e determinados assistidos não foram avaliados, tendo em vista características do plano de capitalização financeira.

b. Premissas utilizadas nesta avaliação atuarial:

Elétricas

2017 2016

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas

BD-I R

Elétricas - OP

I - Premissas Biométricas

Tábua de Mortalidade Geral (1) BR-EMS 2015 por sexo



AT 2000 AT 2000 AT 2000 Suav. 10% Suav. 10% Suav. 10%

Tábua de Entrada em Invalidez LIGHT MEDIA LIGHT MEDIA N/A LIGHT MÉDIA

LIGHT MÉDIA

N/A

Tábua de Mortalidade de Inválidos (1)

MI 85 MI 85 N/A MI 85 MI 85 N/A

Composição Familiar (Ativos) Família Média Padrão



Família Média

Padrão

Família Média

Padrão

Família Média

Padrão

Composição Familiar (Assistidos) Família Real Família Real Família Real Família Real

Família Real

Família Real

II - Variáveis Econômicas Taxa Real de Desconto da Obrigação Atuarial (3)

5,14% a.a. 5,28% a.a. 5,14% a.a. 6,10% a.a. 6,10% a.a. 6,10% a.a.

Expectativa de Inflação Futura (2) 4,00% a.a. 4,00% a.a. 4,00% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. Taxa de Rendimento Esperado dos Ativos

9,35% a.a. 9,49% a.a. 9,35% a.a. 11,94% a.a. 11,94% a.a. 11,94%

a.a. Fator Capacidade Salarial e de Benefício

1 1 1 1 1 1

Taxa de Crescimento Real de Salários (*)

7,38% a.a. 7,38% a.a. N/A 8,67% a.a. 8,67% a.a. N/A

Taxa de Rotatividade 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a.

III - Regime Financeiro de Capitalização




Crédito Unitá-

Crédito Unitá-

Crédito Unitá-

rio Projetado

rio Projetado

rio Projetado


Conforme o item 83 do CPC 33, a taxa de desconto utilizada na Avaliação está adequada com aquela praticada pelo mercado financeiro e com a política econômica do país e considerando o cenário econômico-financeiro internacional, motivo pelo qual acreditamos que a hipótese por nós adotada é adequada para o momento. Conforme o item 79 do CPC 33, utilizou-se a expectativa de inflação de longo prazo, tendo em vista, relatório de mercado – Focus informados pelo Banco Central. c. Síntese da Avaliação Atuarial:

Elétricas

2017 2016

Elétricas BD-I

R Elétricas

- OP Plano de

Saúde Elétricas

BD-I R

Elétricas - OP

EVOLUÇÃO DAS OBRIGAÇÕES ATUARIAIS

1. Valor presente da obrigação no início do exercício 8.983 1.739 4.309 5.322 7.487 1.447 2.970 Saldo inicial das empresas incorporadas 33.273 8.710 41.839 - - - - Custo do serviço corrente 25 227 - 228 2 49 - Custo dos juros 4.781 1.213 5.265 635 964 191 385 (Ganhos)/Perdas atuariais 4.183 (390) 4.456 1.312 1.226 104 1.279 Benefícios pagos (3.380) (533) (3.372) - (696) (52) (325)

6. Valor presente da obrigação no fim do exercício 47.865 10.966 52.497 7.497 8.983 1.739 4.309

EVOLUÇÃO NO VALOR JUSTO DOS ATIVOS DO PLANO 1. Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 8.799 1.349 4.874 - 8.159 1.167 3.199

Saldo inicial das empresas incorporadas 32.593 6.755 47.324 - - - - Ganhos/(Perdas) dos ativos 326 (219) 6.902 - 283 (270) 1.444 Retorno esperado dos ativos do plano 4.751 972 6.012 - 1.053 158 425 Contribuições do empregador 4 659 - - - 346 131 Benefícios pagos (3.380) (533) (3.372) - (696) (52) (325)

6. Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 43.093 8.983 61.740 - 8.799 1.349 4.874 - - -

BALANÇO PATRIMONIAL 1. Valor justo do ativo 43.093 8.983 61.740 - 8.799 1.349 4.874 2. Obrigações atuariais (47.865) (10.966) (52.497) (7.497) (8.983) (1.739) (4.309)

3. Posição Líquida (4.772) (1.983) 9.243 (7.497) (184) (390) 565

4. Limite do ativo (Resolução CNPC Nº 22/2015) - - (9.243) - - (565) 5. Passivo atuarial parte do participante 4.111 - - 77 - -

6. (Déficit) / Superávit passível de reconhecimento (4.772) (1.983) - (7.497) (107) (390) -

Uso de Estimativa: 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, em conformidade com o CPC 33 de 13 de dezembro de 2012 e as regras contábeis estabelecidas no Pronunciamento Técnico CPC nº33 R1 (IAS 19) do Comitê de Pronunciamentos Contábeis. 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 e os compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médico são reconhecidos integralmente em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido. d. Prêmio de Aposentadoria e Pensão A Companhia é patrocinadora de planos de benefícios previdenciários aos seus empregados, na modalidade de


contribuição definida e de benefício definido, que é vedado o ingresso de novos participantes e os atuais neles inscritos, estão na condição de assistidos. O plano de benefício definido 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. Em 31 de dezembro de 2017 a despesa de patrocínio a esses planos foi de R$1.333 (R$82 em 2016).

2017 2016

Reconciliação Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Posição líquida em 2016 e 2015 (184) (390) 565 - (280) - Saldo inicial das empresas incorporadas (680) (1.954) 5.485 - - - Efeito em outros resultados abrangentes (3.857) 171 (24) (272) (374) 89 Efeito no resultado do exercício (55) (469) 747 88 (82) 40 Contribuição da patrocinadora vertidas no ano 4 659 - - 346 131 Efeito do Limite do Teto do Ativo - - 2.470 - - 305

Posição líquida em 2017 e 2016 (4.772) (1.983) 9.243 (184) (390) 565

Demonstração das despesas para o exercício de 2018, segundo critérios do CPC33/IAS19:

Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Custo do serviço corrente 37 202 -

Custo dos juros 4.319 1.011 4.727

Rendimento esperado do ativo do plano (3.874) (849) (5.591)

Juros sobre o Excesso ao Valor Justo dos Ativos - - 864

Despesas previstas para 2018 482 364 -

e. Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Planos

Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Plano Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Títulos Públicos 62,06% 71,92% 55,52%

Créditos Privados 10,75% 10,86% 11,25%

Ações 0,00% 0,00% 0,00%

Fundos de investimentos 18,36% 16,14% 18,96%

Investimento imobiliário 8,49% 0,00% 7,93%

Empréstimo financeiro 0,30% 1,05% 6,29%

Outros 0,04% 0,03% 0,05%

Total dos investimentos 100,00% 100,00% 100,00%

f. Plano de saúde A Companhia mantém benefício pós emprego e Assistência Médico-Hospitalar para os empregados ativos, aposentados e pensionistas e seus dependentes legais. As contribuições mensais da Companhia correspondem aos prêmios médios calculados pela Seguradora, multiplicado pelo número de vidas seguradas. Esses prêmios são reajustados anualmente, em função da sinistralidade, pela variação dos custos médicos e hospitalares, dos custos de comercialização e de outras despesas incidentes sobre a operação do seguro, com o objetivo de manter o equilíbrio técnico-atuarial da apólice. As contribuições arrecadadas dos aposentados, pensionistas e ex-funcionários são reajustadas pela inflação (INPC). No exercício de 2017 a Companhia procedeu o cálculo atuarial do plano de benefício pós emprego (Despesas de Assistência Médico-Hospitalar) tendo apurado o montante de R$7.422, dos quais R$5.503 foi registrado na rubrica entidade de previdência privada – despesa de pessoal, R$630 em outras despesas financeiras na demonstração de


resultado exercício. Além, R$1.289 referente ao ganhos e perdas atuarias contabilizados em outros resultados abrangentes, líquidos de impostos no patrimônio líquido.

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. No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 as despesas com o plano de saúde foram de R$4.662 (R$2.285 em 2016). Abaixo são apresentados a conciliação dos saldos reconhecidos no balanço, um demonstrativo da movimentação do passivo (ativo) atuarial líquido, no exercício, e o total da despesa reconhecida na demonstração do resultado consolidado.

2017

Valor presente das obrigações no início do ano (5.279)

Custo do serviço corrente bruto (com juros) (224)

Juros sobre obrigação atuarial (630)

Perdas (ganhos) atuarial sobre a obrigação atuarial (1.289)


Circulante (1.025)

Não Circulante (6.407)

Demonstração das despesas para os exercícios de 2018, segundo critérios do CPC33 (IAS 19):

2018

Custo do serviço corrente (com juros) (314)

Juros sobre as obrigações atuariais (711)


Compromissos

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

Contrato de compra de energia (*)

Vigência 2018 2019 2020 2021 Após 2021

2018 a 2048 413.837 425.981 385.957 393.518 7.849.123

(*) 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.

Meio ambiente (*)

A Companhia trata os impactos sociais e ambientais de seus produtos, processos e instalações, através de programas e práticas que evidenciam a sua preocupação e responsabilidade para com o meio ambiente, dentre as quais merecem destaque (valores em R$ mil):

1. Postes e cruzetas: A empresa vem substituindo postes de madeira para postes de concreto e as cruzetas de madeira e concreto por cruzetas ecológicas, feitas de polietileno e fibra natural, ecologicamente


corretas e mais duráveis. Em 2017, foram utilizadas 9.150 (4.310 em 2016) cruzetas ecológicas, o que representou um investimento na ordem de R$678 (R$301 em 2016).

2. 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, conhecidos como rede compacta, de forma a evitar podas indesejáveis. Em 2017, foram construídos 74,4 km (132 km em 2016) de rede com cabo multiplexado e/ou rede compacta, totalizando um investimento na ordem de R$7.680 (R$6.441 em 2016), apresentando atualmente um total de 11,5% de redes protegidas e isoladas, quando comparadas com o total das redes elétricas da Companhia.

3. Nas construções das linhas de transmissão e subestações, são realizados os processos junto ao órgão ambiental competente para licenciamento ambiental das mesmas conforme previsto na legislação pertinente, realizando o acompanhamento da obra durante as fases de concepção, projeto, execução e monitoramento após sua conclusão.

4. Além de ter conhecimento da natureza dos resíduos gerados durante a execução de suas atividades, a Companhia realiza ações relacionadas ao Gerenciamento de Resíduos, as quais atendem à Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), instaurada pela Lei Federal nº 12.305, de 2 de agosto de 2010. Dentre estas ações, destacam-se o gerenciamento dos papeis e papelões, resíduos recicláveis, pilhas e baterias, resíduos eletrônicos, resíduos perigosos, Equipamentos de Proteção Individual (EPIs), tonners e lâmpadas.

5. Descarte de papeis: Durante o ano foram recolhidos e destinados à reciclagem 3.007,5 kg de papeis de escritório inservíveis e papelões. O material é coletado em parceria com recicladores municipais, o que contribui tanto com o meio ambiente quanto socialmente para com os envolvidos.

6. Coleta de pilhas e baterias: Há disponíveis alguns recipientes de coleta espalhados pelas dependências da empresa para coleta de pilhas e baterias utilizadas nas atividades da empresa, como também trazidos pelos colaboradores e clientes. Posteriormente esse resíduo é descontaminado e descartado corretamente por empresa licenciada pelo órgão ambiental competente.

7. Descarte de perigosos e EPIs: Foi contratada empresa especializada e licenciada para coleta de resíduos perigosos, classificados como resíduo Classe I segundo a ABNT NBR 10.004:2004, e para os EPIs que fossem devolvidos para serem descartados. Durante o ano de 2017 foram coletados 4306,4 kg de resíduos. Os contratos que compunham todas as coletas do ano foram na ordem de R$ 44, os quais contemplou também a obtenção da licença para transporte de resíduos perigosos exigida no Estado de São Paulo.

8. Descarte de lâmpadas: Em 2017 foram coletadas e descartadas 732 lâmpadas, através de empresa especializada e licenciada para a atividade, causando um custo de descarte na ordem de R$ 3. As lâmpadas são oriundas das instalações prediais da Companhia.

9. A Companhia tem consciência de sua responsabilidade ambiental, procedendo desta forma à regeneração de óleos isolantes utilizados em seus equipamentos, garantindo a reutilização deste material e evitando a poluição do meio ambiente, bem como realização sistemática e permanente de análises em amostras de óleo isolante, verificando o teor de Bifenilas Policloradas (PCB) e /ou impurezas, a fim de eliminar tais elementos dos equipamentos da empresa, ratificando assim, o cumprimento dos requisitos legais.

10. Estímulo à educação ambiental, no intuito de aumentar a conscientização dos colaboradores para utilizar os recursos naturais de forma racional e sustentável, além da otimização de sua qualidade de vida, refletindo em suas famílias e em toda a sociedade. Como ações, foram realizadas campanhas internas, dando destaque para o Dia da Água, Dia da Árvore, Dia da Terra e para a realização da IX Semana da Sustentabilidade.


11. Exige aos participantes dos processos de venda de sucatas com materiais potencialmente poluidores que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental.

12. Gestão da Poda: Durante o ano de 2017, foram feitos treinamentos de poda com as equipes que executam

esta atividade nos municípios de concessão da Companhia. Os treinamentos compreenderam as equipes próprias e terceirizadas. Os treinamentos e orientações fazem parte das ações ambientais, com o intuito de promover a educação ambiental voltada para a preservação da vegetação, a fim de possibilitar uma convivência harmoniosa entre a vegetação e a rede elétrica. Foram treinados durante 2017, 259 colaboradores e terceirizados.

13. Monitoramento climático: A Companhia mantém convênio com empresa especializada em monitoramento climático, a qual detecta e informa as descargas atmosféricas, intensidade e velocidade das chuvas, como também realizam mapeamento instantâneo das ocorrências meteorológicas em toda a área de concessão da Companhia. O intuito do programa é se precaver às mudanças climáticas de grande impacto, a fim de que sejam tomadas medidas de prevenção necessárias para que o fornecimento de energia seja mantido.

14. Combustível renovável: A Companhia prioriza em veículos leves o uso de ETANOL. Um dos objetivos da ação, iniciada em 2013, é reduzir a emissão de CO2 na atmosfera. Além disso adquiriu em 2015 novos veículos, cujos modelos emitem menos CO2 quando comparados aos modelos anteriormente utilizados pela empresa, conforme classificação do INMETRO.

15. Manutenção preventiva e corretiva dos veículos, que tem importante papel na redução dos níveis de poluição atmosférica. Como ação direta, foi implantando no ano de 2017 o programa de controle da emissão da fumaça preta nos veículos à Diesel. Através da metodologia da Escala de Ringelmann, a qual consiste numa avaliação numa escala de cores, é verificado periodicamente o nível da fumaça preta emitida. Caso seja constatada uma coloração fora dos padrões permitidos pela legislação vigente, o veículo é encaminhado para a manutenção. Esta metodologia é a mesma utilizada nos órgãos ambientais que realizam este tipo de fiscalização.

16. Por meio da compensação em decorrência a supressões previamente autorizadas foram desenvolvidos projetos para plantios e manutenção, por no mínimo 3 anos, de mudas de árvores nativas em áreas do estado de São Paulo. Em andamento, temos 4 projetos na Companhia, com aproximadamente 12,6 hectares sendo reflorestados, o que equivale ao plantio de 24.500 mudas, somando um desembolso na ordem de R$ 453 ao final dos projetos.

17. Atuação junto ao poder público municipal para autorizar a atividade de poda de árvores nos municípios e determinadas adequações da arborização em pontos críticos de fornecimento de energia.

18. Em 2017 foram realizadas doações de 320 mudas de árvore à Secretaria de Meio Ambiente de Guarapuava-

PR e 340 mudas de árvore à Prefeitura de Echaporã-SP. Tais parcerias visam colaborar para um futuro com mais qualidade do ar, sombra fresca, além do embelezamento destas localidades. Para realização destas ações, foram demandados desembolsos na ordem de R$ 6.

19. O Sistema de Gestão em Meio Ambiente, Aspectos Sociais, Saúde e Segurança do Trabalho – SGMASS da

Companhia é baseado nas normas ISO 14.001, OSHAS 18.001 e Legislação pertinente. O sistema é capaz de fornecer os subsídios necessários ao adequado monitoramento dos aspectos socioambientais, saúde e segurança.

20. Contratação de fornecedores: contrata 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.

(*) informações fora do escopo dos auditores independentes.


Informações adicionais ao fluxo de caixa

As movimentações patrimoniais que não afetaram o fluxo de caixa da Companhia são:

2017 2016


Fornecedores 12.512 3.049 Atividades de investimentos

Aquisição de intangível em processo de pagamento 12.512 3.049 Atividades de financiamento

Aumento de capital com adiantamento - 22.590 Agrupamento de áreas de concessão

Caixa, equivalente de caixa 6.016 - Aplicações financeiras e recursos vinculados 167.482 Títulos e créditos a receber 2.077 Estoques 2.478 Consumidores e concessionárias 151.925 - Tributos a recuperar 93.780 - Créditos tributários 39.487 - Ativos Financeiros Setoriais 27.833 - Serviços em curso (P&D e PEE) 9.621 Instrumento financeiro derivativo 3.431 Cauções e depósitos vinculados 20.864 - Outros ativos 48.373 - Investimentos 450 Intangível 403.231 - Fornecedores 110.143 - Empréstimos e financiamentos 200.606 - Tributos e contribuições sociais 76.865 - Parcelamento de impostos 52.965 Passivos Financeiros Setoriais 78.109 - Instrumentos financeiros derivativos 24.906 - Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 10.993 - Benefícios a empregados 2.822 Encargos do consumidor a recolher 18.968 Obrigações estimadas 9.276 Taxa de iluminação pública 3.368 Obrigações setoriais 48.537 - Dividendos a pagar 1.164 Outras contas a pagar 17.677 - Aumento de capital 341.742 -

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.


Nota 2017 2016

Societário Ajustes Regulatório Societário Ajustes Regulatório

Ativo

Circulante

Caixa e equivalente de caixa 11.317 - 11.317 33.430 - 33.430 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

195.029 - 195.029 55.273 - 55.273

Consumidores e concessionárias 255.951 - 255.951 67.436 - 67.436 Títulos de créditos a receber 4.824 - 4.824 628 - 628 Estoques 4.313 - 4.313 978 - 978 Tributos a recuperar 80.200 - 80.200 12.873 - 12.873 Ativos financeiros setoriais 99.212 - 99.212 25.717 - 25.717 Serviços em curso - - - 5.193 - 5.193 Instrumentos financeiros derivativos - - - 20.459 - 20.459 Outros créditos 32.1 64.337 (348) 63.989 7.513 - 7.513

Total do circulante 715.183 (348) 714.835 229.500 - 229.500 Não circulante Realizável a longo prazo

Consumidores e concessionárias 22.358 - 22.358 555 - 555 Tributos a recuperar 35.805 - 35.805 8.954 - 8.954 Créditos tributários 32.2 114.854 18.281 133.135 93.541 6.231 99.772 Cauções e depósitos vinculados 35.697 - 35.697 10.334 - 10.334 Contas a receber da concessão 32.3 38.984 (38.984) - 12.572 (12.572) - Ativos financeiros setoriais 80.697 - 80.697 4.070 - 4.070 Instrumentos financeiros derivativos 8.771 - 8.771 - - - Outros créditos 21.623 - 21.623 1.706 - 1.706

358.789 (20.703) 338.086 131.732 (6.341) 125.391 Investimentos 32.4 450 (197) 253 - - - Imobilizado 32.4 4.814 939.103 943.917 - 254.911 254.911 Intangível 32.4 645.217 (620.701) 24.516 186.064 (181.119) 4.945

Total do não circulante 1.009.270 297.502 1.306.772 317.796 67.451 385.247 Total do ativo 1.724.453 297.154 2.021.607 547.296 67.451 614.747


Nota 2017 2016


Passivo

Circulante 185.623 - 185.623

Fornecedores 2.188 - 2.188 37.412 - 37.412 Encargos de dívidas 68.494 - 68.494 526 - 526 Empréstimos e financiamentos 2.638 - 2.638 134.625 - 134.625 Tributos e contribuições sociais 69.906 - 69.906 17.435 - 17.435 Obrigações estimadas 7.037 - 7.037 2.670 - 2.670 Dividendos e Juros sobre capital próprio 16.227 - 16.227 - - - Encargos do consumidor a recolher 13.363 - 13.363 10.652 - 10.652 Taxa de iluminação pública arrecadada 5.642 - 5.642 1.953 - 1.953 Encargos setoriais 57.540 - 57.540 19.504 - 19.504 Passivos financeiros setoriais 32.6 124.198 1.071 125.269 31.985 991 32.976 Instrumentos financeiros derivativos 8.984 - 8.984 - - - Benefícios a empregados - plano de pensão 1.872 - 1.872 93 - 93 Outras contas a pagar 31.598 - 31.598 12.866 - 12.866

Total do circulante 595.310 1.071 596.381 269.721 991 270.712 Não circulante

Empréstimos e financiamentos 109.542 - 109.542 25.600 - 25.600 Debentures 197.759 - 197.759 - - - Tributos e contribuições sociais 94.585 - 94.585 35.777 - 35.777 Passivos financeiros setoriais 72.505 - 72.505 11.980 - 11.980 Encargos setoriais 46.869 - 46.869 8.244 - 8.244 Débitos com partes relacionadas - - - 1 - 1 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 15.216 - 15.216 3.910 - 3.910 Benefícios a empregados - plano de pensão 12.380 - 12.380 481 - 481 Obrigações especiais vinculadas a concessão 32.4 - 319.023 319.023 - 78.558 78.558 Outras contas a pagar 32.5 1.007 8.250 9.257 3.566 - 3.566

Total do não circulante 549.863 327.273 877.136 89.559 78.558 168.117 Patrimônio líquido

Capital social 534.717 - 534.717 335.857 - 335.857 Reservas de Lucro 3.171 - 3.171 - - - Prejuízos acumulados 32.7 - (67.580) (67.580) (147.341) (26.400) (173.741) Dividendos adicionais propostos 45.190 - 45.190 - - - Outros resultados abrangentes (3.798) - (3.798) (500) - (500) Ajuste de avaliação patrimonial 32.8 - 36.390 36.390 - 14.302 14.302

Total do patrimônio líquido 579.280 (31.190) 548.090 188.016 (12.098) 175.918

Total do passivo e patrimônio líquido 1.724.453 297.154 2.021.607 547.296 67.451 614.747


Nota 2017 2016


Operações em continuidade

Receita operacional bruta 1.736.597 (107.321) 1.629.276 615.786 (26.551) 589.235

Fornecimento de Energia Elétrica 1.355.051 - 1.355.051 595.590 203 595.793 Energia Elétrica de Curto prazo 115.786 - 115.786 23.116 - 23.116 Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 90.288 - 90.288 9.425 - 9.425 Ativos e Passivos Regulatórios 52.799 - 52.799 (46.243) - (46.243)

Outras Receitas Vinculadas 32.9 e 32.10

122.673 (107.321) 15.352 33.898 (26.754) 7.144

DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL 607.090 - 607.090 242.867 203 243.070

TRIBUTOS 422.543 - 422.543 164.013 - 164.013

Federais 144.960 - 144.960 54.569 - 54.569 Estaduais e Municipais 277.583 - 277.583 109.444 - 109.444 ENCARGOS - Parcela "A" 184.547 - 184.547 78.854 203 79.057

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 5.111 - 5.111 1.730 - 1.730 Conta de Desenvolvimento Econômico - CDE 147.150 - 147.150 75.062 - 75.062 Programa de Eficiência Energética - PEE 5.111 - 5.111 1.730 - 1.730 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

1.311 - 1.311 535 - 535

Outros Encargos (energia de Reserva e CCC (adicional)

25.864 - 25.864 (203) 203 -

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.129.507 (107.321) 1.022.186 372.919 (26.754) 346.165 CUSTOS NÃO GERENCIÁVEIS - Parcela "A" 724.786 - 724.786 252.411 - 252.411

Energia Elétrica Comprada para Revenda 619.678 - 619.678 205.886 - 205.886 Energia Elétrica Comprada para Revenda - Proinfa 20.979 - 20.979 8.627 - 8.627 Encargos do Uso do Sistema de Transmissão/ Distribuição

84.129 - 84.129 37.898 - 37.898

RESULTADO ANTES DOS CUSTOS GERENCIÁVEIS 404.721 (107.321) 297.400 120.508 (26.754) 93.754

CUSTOS GERENCIÁVEIS - Parcela "B" 294.547 (108.933) 185.614 113.264 (31.354) 81.910

Pessoal e administradores 71.682 - 71.682 31.507 - 31.507 Serviços de terceiros 69.097 - 69.097 26.555 - 26.555 Material 8.941 - 8.941 4.780 - 4.780 Arrendamento e Aluguéis 1.754 - 1.754 827 - 827 Tributos 381 - 381 478 - 478 Seguros 692 - 692 264 - 264 Gastos diversos 5.205 - 5.205 5.235 - 5.235 Provisões 912 - 912 (236) - (236) Depreciação e amortização 32.11 31.745 (2.670) 29.075 16.788 (4.714) 12.074 Custo de Construção 32.09 106.582 (106.582) - 26.439 (26.439) - Outras Receitas Operacionais 32.12 (6.071) 1.351 (4.720) (12) - (12) Outras Despesas Operacionais 32.12 3.627 (1.032) 2.595 639 (203) 436

RESULTADO DA ATIVIDADE DA CONCESSÃO 110.174 1.612 111.786 7.244 4.602 11.846 RESULTADO FINANCEIRO Receita Financeira 32.13 73.261 - 73.261 18.580 (481) 18.099 Despesa Financeira (78.972) - (78.972) (33.055) - (33.055)

RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS SOBRE OS LUCROS

104.463 1.612 106.075 (7.231) 4.121 (3.110)

Imposto de renda e contribuição social corrente 32.14 (55.843) - (55.843) (15.955) - (15.955) Imposto de renda e contribuição social diferido 32.14 19.263 (590) 18.673 23.902 (1.402) 22.500

RESULTADO LIQUIDO DO EXERCÍCIO 67.883 1.022 68.905 716 2.719 3.435

A seguir são detalhadas a natureza dos ajustes apresentados entre a contabilidade societária e regulatória: 32.1. 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.


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. 32.2. 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 31.3 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.

2017 2016

IRPJ + CSLL SOCIETÁRIO

AJUSTES IRPJ + CSLL

REGULATÓRIO IRPJ + CSLL SOCIETÁRIO

AJUSTES IRPJ + CSLL

REGULATÓRIO Ativo/Passivo

Prejuízos fiscais 46.593 - 46.593 54.210 - 54.210

Base negativa da CSLL 18.477 - 18.477 20.231 - 20.231 Provisão para créditos de liquidação

duvidosa - PCLD 15.098 - 15.098 7.370 - 7.370

Passivos setorial financeiro - - - 4.821 - 4.821 Outras provisões (honorários e outras) 7.695 - 7.695 1.401 - 1.401 Provisão para riscos 5.172 - 5.172 1.329 - 1.329 Marcação a mercado - dividas - - - 452 - 452 Provisão ajuste atuarial - Res Abrangente 4.846 - 4.846 195 - 195 Ajuste e valor presente 4.505 - 4.505 180 - 180 Outras adições/(exclusões) temporárias (5) 49.428 49.423 (529) 24.436 23.907 Reavaliação regulatória obrigatória - (18.746) (18.746) - (7.368) (7.368) Parcela do VNR das contas a receber da

concessão e atualização 12.401 (12.401) - 10.837 (10.837) -

Marcação a mercado - derivativos 72 - 72 (6.956) - (6.956)

Total - Ativo não circulante 114.854 18.281 133.135 93.541 6.231 99.772

32.3. 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. Em 31 de dezembro de 2017 o saldo montava em R$38.984 (R$12.572 em 2016) no ativo não circulante. 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.

32.4. Imobilizado, intangível e obrigações especiais


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 31.3 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 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 práticas 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 19.918 786.629 1.180.084 1.986.631

Depeciação (15.104) (617.350) (475.979) (1.108.433)

Em Curso - - 65.719 65.719

4.814 169.279 769.824 943.917

Intangível em Serviço Custo 1.649.724 (412.843) (1.180.084) 56.797

Amortização (798.257) 274.109 475.979 (48.169)

Obrigações Especiais (253.111) 253.111 - -

Em curso - Intangível 81.608 (1) (65.719) 15.888

Obrigações Especiais (34.747) 34.747 - -

645.217 149.123 (769.824) 24.516

Total 650.031 318.402 - 968.433

Imobilizado e Intangível Saldo Societário 2016 Ajuste Saldo Regulatório 2016

Imobilizado em Serviço

Custo - 596.146 596.146

Depreciação - (354.191) (354.191)

Em Curso - 12.956 12.956

Intangível - 12.956 12.956

- 254.911 254.911

Intangível em Serviço

Custo 478.829 (461.290) 17.539

Amortização (245.212) 230.332 (14.880)

Obrigações Especiais (56.218) 56.218 -

177.399 (174.740) 2.659

Em curso


Intangível 15.240 (12.954) 2.286

Obrigações Especiais (6.575) 6.575 -

8.665 (6.379) 2.286

Total 186.064 73.792 259.856

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 - 492.967 492.967

Amortização - (200.441) (200.441)

Em Curso - 26.497 26.497

- 319.023 319.023

Total - 319.023 319.023

Obrigações Especiais Saldo Societário 2016 Ajuste Saldo Regulatório 2016

Em Serviço (84.561) (30.793) (115.354)

Amortização 28.343 15.028 43.371

Em Curso (6.575) - (6.575)

(62.793) (15.765) (78.558)

Total (62.793) (15.765) (78.558)

32.5. Outras contas a pagar – passivo não circulante O montante de R$8.250 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 32.6. Ativos e Passivos Regulatórios 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.


32.7. Prejuízos acumulados

2017 2016

Saldos em 2016 e 2015 (173.741) (179.196) Redução de capital conf. AGE de 20 de setembro de 2017 142.882 - Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 68.905 3.435 Reserva Legal (3.171) -

Dividendos (15.063) -

Dividendos adicionais propostos (45.190) -

Incorporação 7.000 -

Realização da reserva de reavaliação regulatória

Depreciação e Baixas (75.002) 3.062

Efeitos fiscal - 34% 25.800 (1.042)

Saldos em 2017 e 2016 (67.580) (173.741)

32.8. Ajuste de avaliação patrimonial – reserva de reavaliação regulatória compulsória

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$36.390 (R$14.302 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 96.671 21.669 (-) Tributos reserva de reavaliação regulatória compulsória (33.167) (7.367) Incorporação (27.114) -

Total 36.390 14.302

32.9. Receita e despesa de construção Em suas demonstrações financeiras 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$106.582 (R$26.439 em 2016). Para fins de Regulatório tais receitas e custos são revertidos em função de não haver definição de sua contabilização nas práticas contábeis regulatórias. 32.10. Ativo financeiro indenizável da concessão No exercício findo em 31 de dezembro de 2017, por mudança de prática contábil, a Companhia reconheceu a remuneração do contas a receber da concessão VNR no montante de R$739 (R$315 em 2016), já deduzido de R$246 (R$481 em 2016) referente ao Pis e a Cofins que passaram a incidir a partir do mês de julho de 2015, na receita operacional como valor justo do ativo indenizável da concessão. Para uma melhor comparabilidade entre os exercícios de 2017 e 2016, os valores da remuneração do contas a receber da concessão de 2016 foram reclassificado na demonstração do resultado do exercício societário. Para fins Regulatório as receitas e custos são revertidos em função de não haver definição de sua contabilização nas práticas contábeis regulatórias. 32.11. Despesas de depreciação e de amortização


Contempla as diferenças de depreciação e amortização ocasionadas pelas diferenças de práticas contábeis utilizadas nas demonstrações financeiras societárias e regulatórias.

2017 2016

Despesa de Depreciação Societária 31.745 16.788

Despesa de Depreciação Regulatória 29.075 12.074

Diferença de práticas 2.670 4.714

32.12. Outras receitas e despesas operacionais Contempla as diferenças apuradas nas baixas dos ativos imobilizado e intangível ocasionadas pelas diferenças de práticas 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.

2017 2016

Baixas ocorridas na período Societário (2.444) 627

Baixas ocorridas na período Regulatório (2.371) 424

Diferença de práticas 73 (203)

32.13. Receitas e despesas 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. 32.14. 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 2.670 4.714

Resultado na desativação de bens do intangível e imobilizado (73) (201)

Efeito decorrente de prática adotada exclusivamente na contabilidade societária (739) (392)

Contas a receber da concessão – remuneração VNR

Outras (122)

Total dos efeitos entre as práticas contábeis 1.736 4.121

Contribuição social sobre o lucro 156 371

Imposto de renda 434 1.031


Eventos subsequentes

33.1. Bandeira tarifária 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. Com a vigência dessa bandeira, as faturas de energia observarão um adicional de R$2,00 a cada 100 kWh de consumo. Esse adicional já considera a revisão promovida pela Agência, ocorrida em fevereiro último, quando na bandeira amarela o adicional sofreu um acréscimo de 33%, passando de R$1,50 para R$2,00 a cada 100kWh de consumo; na bandeira vermelha-patamar 2 o adicional sofreu uma redução de 22%, passando de R$ 4,50 para R$3,50 a cada 100kWh consumidos.” Empréstimos Contratados Em 09 de Abril de 2018 a companhia captou junto ao Bank Of América N.A., R$100.000 em moeda estrangeira com vencimento em 09/04/2020, indexado pela taxa Libor com spread de 1,10% a.a. A Companhia realizou swap para a taxa de CDI + 1,35% a.a., retirando-se o risco cambial da operação.

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