Demonstrações Contábeis e Relatór rio da … - Relatório da... · A operação mencionada...

Demoonstra

A

ções C

Admini

Contáb

istraçã

beis e R

ão 201

Relatór

7

rio da

1

GESTÃO 2017

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Wilson Ferreira Junior

Presidente

Gilberto Odilon Eggers

Armando Casado de Araujo

Ricardo Moura de Araujo Faria

Celso Knijnik

Rita de Cássia Pandolfi Camara Gagliardi

CONSELHO FISCAL

Ricardo Botelho

Presidente

Pedro Paulo da Cunha

DIRETORIA EXECUTIVA

Gilberto Odilon Eggers

Diretor-Presidente

Tomé Aumary Gregório

Diretor Financeiro

Jaime de Souza

Diretor Administrativo

Jorge Andriguetto Junior

Diretor de Engenharia

Rogério Bonini Ruiz

Diretor de Operação

Demonstrações Financeiras e Relatório da Administração 2015

Mensagem aos Acionistas

A Eletrobras Eletrosul apresenta, nas próximas páginas, seu Relatório de Administração de 2017, juntamente com as Demonstrações Financeiras e os pareceres dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal.

A publicação detalha as ações desenvolvidas com o objetivo de alcançar o desempenho empresarial que consolida a Eletrobras Eletrosul, cada vez mais, como concessionária de serviços públicos de transmissão e produtora independente de geração de energia elétrica. Essa atuação vai ao encontro da posição de empresa pública que é motivo de orgulho, responsabilidade e trabalho incessante também na busca pelo desenvolvimento econômico e social das comunidades em sua área de atuação.

A Administração da empresa presta esclarecimentos adicionais com o objetivo de corresponder às expectativas do Governo Federal, dos acionistas, clientes, empregados, parceiros e da sociedade na qual atua e da qual faz parte.

Mensagem da Administração

O ano de 2017 encerrou com uma grande vitória para a Eletrobras Eletrosul. Em novembro, foi assinado o acordo estruturante com a Shanghai Electric e CHINA-LAC Industrial Cooperation Investiment Fund Co. Ltd., que estabelece as condições da parceria para viabilização dos projetos que compõem o Lote A, resultante do Leilão ANEEL nº 004/2014. A assinatura é resultado de meses de trabalho intenso e cuidadoso para garantir a implantação de empreendimentos de transmissão de energia fundamentais para o Rio Grande do Sul, com investimento de R$ 3,97 bilhões.

Ao longo do ano, a empresa aprimorou o trabalho que vinha realizando com o objetivo de reduzir custos e melhorar processos, alcançando as metas pretendidas. A dívida bruta da empresa foi reduzida em 35,9% por conta da transferência de participações em projetos de geração eólica para a Eletrobras e do recebimento de créditos provenientes da Lei nº 8.727/93, que possibilitaram a liquidação de empréstimos no valor de R$ 939 milhões e R$ 470 milhões, respectivamente. O Plano de Aposentadoria Extraordinária (PAE) teve a adesão de 194 empregados.

As metas estabelecidas para a Eletrobras Eletrosul no Contrato de Metas e Desempenho Empresarial (CMDE) firmado com a holding (com indicadores econômico-financeiros, operacionais, de gestão, conformidade e socioambientais) foram todas atingidas. O trabalho para a implantação do Centro de Serviços Compartilhados (CSC) e do Programa de Implantação do Padrão de ERP (ProERP) nas Empresas Eletrobras teve consideráveis avanços, modernizando a gestão e tornando mais eficientes e produtivas as atividades abrangidas.

Os investimentos em tecnologia não foram deixados em segundo plano. A parceria entre a Eletrobras Eletrosul e a Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUCRS) produziu células solares com a maior eficiência do Brasil (17,3%), comprovando que é possível a produção de mais potência elétrica com a mesma quantidade de silício (a maior eficiência registrada até então no Brasil era de 17%). Em dezembro, foi iniciada a fase de testes da comunicação via satélite na operação remota das subestações e usinas, com o objetivo de reforçar o sistema redundante de fibra óptica para aumentar a eficiência e a confiabilidade das atividades de supervisão, comando e controle.

Tecnologia que, aplicada em Pesquisa e Desenvolvimento, também beneficia diretamente a sociedade, como no projeto de implantação de uma usina experimental de geração de energia termossolar em Laguna (SC), que está em fase de estudos. Foi iniciada a concorrência pública para implantação de uma mini central de geração de energia abastecida pelo biogás oriundo de dejetos de 12 propriedades de criação de suínos em Itapiranga (SC).

Os investimentos na área social buscaram a otimização de recursos com o máximo de resultados. Um deles foi a inclusão do programa “Hortas Comunitárias” na Plataforma de Boas Práticas para o Desenvolvimento Sustentável da FAO, agência da ONU especializada no combate à fome e à pobreza.

Em junho, a Eletrobras Eletrosul representou o Brasil nos Jogos Mundiais do Trabalhador (CSIT World Sports Games), na Letônia, e foi a grande vencedora do Green Card Fair Play Awards 2017. A equipe de tênis de mesa apoiada pela Eletrobras Eletrosul foi homenageada por apresentar o melhor espírito esportivo durante as disputas, considerando valores como o respeito, a honra, a disciplina e a humildade. Um exemplo de como o esporte é capaz de sintetizar os valores defendidos por uma companhia.

Essas conquistas só foram possíveis graças ao empenho de todo o corpo técnico da Eletrobras Eletrosul que, ano após ano, em qualquer cenário, comprova o valor de sua dedicação. Isso é demonstrado em situações como as emergências ocasionadas por tempestades no Mato Grosso do Sul (em maio) e no Rio Grande do Sul (em junho), quando dezenas de profissionais se mobilizaram para fazer a recomposição do sistema de transmissão danificado por tempestades. Faça chuva ou faça sol, a grande equipe da Eletrobras Eletrosul segue superando desafios para tornar a empresa cada vez mais forte e sustentável.

Diretoria Executiva

Conselho de Administração

Sumário 1 PERFIL DA EMPRESA ......................................................................................................... 8

2 NEGÓCIOS ........................................................................................................................... 9

3 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO .................................................................... 16

4 GOVERNANÇA CORPORATIVA ....................................................................................... 27

5 PLANEJAMENTO E GESTÃO EMPRESARIAL ................................................................ 29

6 PESQUISA, DESENVOLVIMENTO, INOVAÇÃO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ............. 32

7 SOCIEDADE E MEIO AMBIENTE ...................................................................................... 33

8 BALANÇO SOCIAL ............................................................................................................ 37

9 PRINCIPAIS ACONTECIMENTOS ..................................................................................... 38

10 PRÊMIOS E RECONHECIMENTOS ................................................................................... 39

11 PERSPECTIVAS ................................................................................................................. 40

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E NOTAS EXPLICATIVAS ............................................. 42

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS......................................................................................................................... 157

8

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

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

Alinhada às políticas públicas do Governo Federal, em 2017, a Eletrobras Eletrosul investiu R$ 89 milhões em ativos próprios, além de R$ 161 milhões em empreendimentos de geração e transmissão em implantação por meio de Sociedades de Propósito Específico (SPEs).

1.1 Quadro Acionário Em 31/12/2017, a Eletrobras Eletrosul apresenta a seguinte estrutura societária:

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

Eletrobras 102.212.728 4.353.915 99,8782 Usiminas 57.901 2.466 0,0566

CEEE 49.519 2.109 0,0484 Copel 14.195 605 0,0139 Celesc 1.544 66 0,0015 CSN 1.194 51 0,0012

Outros 320 14 0,0003 Total 102.337.401 4.359.226 100,00

1.2 Participações Societárias

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

Em 29 de dezembro de 2017, a Eletrobras Eletrosul concluiu o processo de transferência de participação acionária detida em 6 (seis) Sociedades de Propósito Especifico para a sua controladora, a Centrais Elétricas Brasileiras S/A - Eletrobras.

A operação mencionada representa uma das etapas previstas Plano Diretor de Negócios e Gestão (PNDG) 2017-2021 que tem por objetivo promover a quitação de dívidas desta empresa com a Eletrobras e diminuir sua alavancagem financeira. Essas participações societárias, posteriormente e conforme avaliações em andamento poderão ser vendidas para o mercado pela Eletrobras, em conjunto ou separadamente.

9

1.3 Panorama Econômico e Setorial Segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a área de atuação preponderante da Eletrobras Eletrosul responde por, aproximadamente, 18,2%1 do PIB nacional e 19%2 do mercado de energia elétrica brasileiro, abrigando uma população da ordem de 32,36 milhões de habitantes³, o que representa 15,6%3 da população brasileira. Essa área também responde por 33,5%¹ da produção agropecuária, 20,4%¹ da indústria e 17%¹ do comércio nacional.

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

2.1 Geração

No segmento de geração, a empresa realiza atividades para implantação de empreendimentos hidrelétricos e de fontes alternativas, sendo que a atual carteira de empreendimentos de geração de energia elétrica (próprios e parcerias) totaliza 1.695,6 MW de potência em operação comercial (considerando apenas o percentual que cabe à Eletrobras Eletrosul e após transferência de participação acionária para a Eletrobras).

Os investimentos realizados associados aos empreendimentos acima totalizam mais de R$ 5,4 bilhões. 1 IBGE - Contas Nacionais – Produto Interno Bruto dos Municípios 2010-2015 (Ref. Ano 2015).

2 EPE – Consumo Mensal de Energia Elétrica por Classe (regiões e subsistemas) – 2004-2017. 3 IBGE - Estimativas populacionais para os municípios e para as Unidades da Federação brasileiros – Jul/2017.

10

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

Usina Potência Instalada

(MW)

Potência Instalada

em Operação Comercial

(MW)

Garantia Física (MW

Médios) Propriedade

(%)

Potência Instalada

(MW) Proporcional


Médios) Proporcional

Início da Operação Comercial

Vencimento da Outorga

Corporativo 661,2 661,2 349 - 476 248,2 - -UHE Passo São João 77 77 41,1 100 77 41,1 mar/12 ago/41UHE Governador Jayme Canet Júnior (Consórcio Cruzeiro do Sul) 363,1 363,1 197,7 49 177,9 96,9 nov/12 jul/42UHE São Domingos 48 48 36,4 100 48 36,4 jun/13 dez/37PCH Barra do Rio Chapéu 15,2 15,2 8,6 100 15,2 8,6 fev/13 mai/34PCH João Borges 19 19 10,1 100 19 10,1 jul/13 dez/35Eólica Cerro Chato I 30 30 11,3 100 30 11,3 jan/12 ago/45Eólica Cerro Chato II 30 30 11,3 100 30 11,3 ago/11 ago/45Eólica Cerro Chato III 30 30 11,3 100 30 11,3 jun/11 ago/45Eólica Coxilha Seca 30 30 13,2 100 30 13,2 dez/15 mai/49Eólica Capão do Inglês 10 10 4,5 100 10 4,5 dez/15 mai/49Eólica Galpões 8 8 3,5 100 8 3,5 dez/15 mai/49Megawatt Solar 0,9 0,9 Não aplicável 100 0,9 Não aplicável set/14 Não aplicávelSPE´s 5.649,00 5.595,00 3.155,00 - 1.219,56 681,53 - -UHE Jirau 3.750,00 3.750,00 2.212,60 20 750 442,52 set/13 ago/43UHE Teles Pires 1.819,80 1.819,80 930,7 24,7 449,9 229,88 nov/15 jun/46Livramento Holding 79,2 25,2 11,7 78 19,66 9,13 ago/15 mar/47Total 6.310,20 6.256,20 3.504,00 - 1.695,56 929,73 - -

Em 29 de dezembro de 2017, a Companhia concluiu o processo de transferência de participação acionária detida nas seguintes Sociedades de Propósito Específico para a sua controladora a Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras:

SPE Potência Instalada

(MW)

Potência Instalada

em Operação Comercial

(MW)


Médios) Propriedade

(%)

Potência Instalada

(MW) Proporcional


Médios) Proporcional

Início da Operação Comercial

Vencimento da Outorga

Santa Vitória do Palmar Holding 258 258 109,5 78 201,24 85,41 fev/15 abr/47Chuí Holding* 144 144 59,6 78 112,32 46,49 mai/15 abr/47Eólica Hermenegildo I 57,3 57,3 24,9 99,99 57,3 24,9 nov/15 jun/49Eólica Hermenegildo II 57,3 57,3 25,3 99,99 57,3 25,3 dez/15 jun/49Eólica Hermenegildo III 48,3 48,3 21 99,99 48,3 21 dez/15 jun/49Eólica Chuí IX 17,9 17,9 7,4 99,99 17,9 7,4 out/15 mai/49Total 582,80 582,80 247,70 - 494,36 210,50 - -

* Após combinação de negócios, a Chuí Holding passou a ser subsidiária da Santa Vitória do Palmar Holding.

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

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

Desde 2010, com o retorno da Eletrobras Eletrosul à geração, a empresa atua fortemente no ACR, comercializando a energia produzida pelos empreendimentos UHE Passo São João, UHE Governador Jayme Canet Júnior, UHE São Domingos e Complexo Eólico Cerro Chato. Em 2015, a empresa ampliou sua atuação nesse ambiente, com a incorporação dos parques eólicos Galpões, Capão do Inglês e Coxilha Seca, que venderam cerca de 70% da energia em leilões regulados.

11

Usina Modelo de Negócio em 1º/jan/2017 Preço no ACR em

1º/jan/2017 (R$)

Data e índice de reajuste no ACR

Corporativo

UHE Passo São João 100% no ACR até o vencimento da concessão. 208,74 Reajuste na data base do reajuste

tarifário da distribuidora. Índice IPCA UHE Governador Jayme Canet Júnior (Consórcio Cruzeiro do Sul)

100% no ACR até o vencimento da concessão. 203,68 Reajuste na data base do reajuste

tarifário da distribuidora. Índice IPCA

UHE São Domingos 100% no ACR até o vencimento da concessão. 218,95 Reajuste na data base do reajuste


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

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

Eólica Cerro Chato I 100% no ACR até o vencimento da autorização. 203,67 Data de Reajuste: 01/07. Índice IPCA

Eólica Cerro Chato II 100% no ACR até o vencimento da autorização. 203,67 Data de Reajuste: 01/07. Índice IPCA

Eólica Cerro Chato III 100% no ACR até o vencimento da autorização. 203,67 Data de Reajuste: 01/07. Índice IPCA

Eólica Coxilha Seca 65% no ACR e 35% no ACL até março/17. De abril/17 a dezembro/17, 100% ACL.

161,48 Data de Reajuste: 01/01. Índice IPCA

Eólica Capão do Inglês 64% no ACR e 36% no ACL até o vencimento da autorização. De abril/17 a dezembro/17, 100% ACL.

16189 Data de Reajuste: 01/01. Índice IPCA

Eólica Galpões 62% no ACR e 38% no ACL até o vencimento da autorização. De abril/17 a dezembro/17, 100% ACL.


Megawatt Solar 100% no ACL. Não aplicável Não aplicável Sociedade de Propósito Específico – SPE

ESBR Participações S.A. 70% no ACR e 30% no ACL até o vencimento da concessão. 160,30 Reajuste na data base do reajuste

tarifário da distribuidora. Índice IPCA Teles Pires Participações S.A.

85% no ACR e 15% no ACL até o vencimento da concessão. 84,45 Reajuste na data base do reajuste


Eólica Livramento S.A.* 100% no ACR até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da concessão.


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

Os preços praticados no ACR pelas SPEs que tiveram suas participações acionárias transferidas para a controladora Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, em 29 de dezembro de 2017, estão abaixo:

SPE Modelo de Negócio em 1º/jan/2017 Preço no ACR em

1º/jan/2017 (R$)

Data e índice de reajuste no ACR

Santa Vitória do Palmar S.A.

100% no ACR até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da concessão.


Eólica Chuí Holding S.A* 100% no ACR até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da concessão.


Hermenegildo I S.A. 77,9% no ACR e 22,1% no ACL até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da autorização.


Hermenegildo II S.A. 77,9% no ACR e 22,1% no ACL até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da autorização.


Hermenegildo III S.A. 77,9% no ACR e 22,1% no ACL até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da autorização.


Chuí IX S.A. 77,9% no ACR e 22,1% no ACL até Março/17. A partir de abril/17 100% ACL até o vencimento da autorização.


* Após combinação de negócios, a Chuí Holding passou a ser subsidiária da Santa Vitória do Palmar Holding.

12

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

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

A empresa iniciou a atuação no ACL em 2014, por meio da comercialização de energia proveniente das PCHs Barra do Rio Chapéu e João Borges, e da Usina Megawatt Solar. Pelo fato dos empreendimentos serem de fontes incentivadas, os preços de venda são maiores, pois os compradores dessa energia recebem o benefício de desconto nas tarifas de uso da rede, além de contarem com energia de fontes limpas e renováveis.

A partir de 2015, a Eletrobras Eletrosul passou a atuar com maior desenvoltura no ACL, por meio da revenda da energia adquirida das SPE Energia Sustentável do Brasil (ESBR), proprietária da UHE Jirau, e Consórcio Hidrelétrico Teles Pires (CHTP), proprietária da UHE Teles Pires.

O mercado de energia elétrica em 2017 foi marcado por Preços de Liquidação das Diferenças (PLDs) elevados, cuja média anual foi de R$ 324/MWh, decorrente do baixo nível de afluências e reservatórios, que levaram ao maior despacho de térmicas, com preços mais elevados, para atendimento da demanda.

O baixo nível dos reservatórios resultou na menor produção de energia hidrelétrica frente à garantia física estabelecida para as usinas no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Esse déficit de geração, conhecido pela sigla GSF (Generation Scaling Factor), ficou em 79%, reduzindo a energia disponível das hidrelétricas da Eletrobras Eletrosul.

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

Em complemento, frente à condição hidrológica adversa, adotou-se a estratégia de alocar parte da energia para formação do chamado “hedge hidrológico”, o que também mitigou os efeitos financeiros do GSF e manteve a estabilidade do fluxo de receitas.

Por meio do Mecanismo de Sobras e Déficits de Energia Nova (MCSD), as SPE Hermenegildo I, II, III, Chuí IX e Consórcio Hidrelétrico Teles Pires (CHTP) descontrataram a energia vendida no ACR junto às distribuidoras, e destinaram os montantes descontratados ao ACL, com o objetivo de capturar maiores preços e melhorar a sua rentabilidade.

Os sócios das SPE, incluindo a Eletrobras Eletrosul, adquiriram esses montantes para revenda. Com o incremento do seu portfólio, a Eletrobras Eletrosul fortaleceu sua presença no ACL.

Visando capturar os elevados preços do mercado, garantir estabilidade no fluxo de receitas da empresa e minimizar a exposição à volatilidade do PLD, todo o portfólio de energia disponível foi vendido por meio de contratos de curto e longo prazo no ACR e ACL.

O mercado de energia foi gravemente impactado pelos GSF e PLDs elevados, pois diversos agentes de geração obtiveram liminares que os protegeram contra os efeitos dos baixos níveis de geração hidrelétrica, ficando isentos de honrarem seus compromissos na liquidação financeira do mercado de

13

curto prazo (MCP), promovido pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Consequentemente, a inadimplência média no MCP foi de 90% em 2017.

Os efeitos dos problemas do mercado de curto prazo na Eletrobras Eletrosul foram minimizados, pois a comercialização da energia via contratos no ACR e ACL afastou o risco de inadimplência do MCP.

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

Todos os desligamentos no sistema de geração sob a responsabilidade operativa da Eletrobras Eletrosul, sejam intempestivos ou decorrentes de procedimentos operativos, são objetos de análise detalhada por meio de uma rotina de análise do desempenho dos equipamentos, do sistema de proteção e dos procedimentos da operação. Na rotina, os procedimentos executados e o tempo de recomposição do sistema são classificados e avaliados visando à qualidade da operação. Além disso, o desempenho das proteções aplicadas nas usinas da empresa também é objeto de análise detalhada, garantindo a eficiência e a segurança das mesmas e do Sistema Interligado Nacional (SIN).

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

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

Indicadores Operacionais de Geração

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

Disponibilidade 2015 2016 2017

Disponibilidade Usinas Hidrelétricas* 90,21% 90,75% 91,74% Disponibilidade Usinas Eólicas** 98,13% 98,77% 97,07%

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

2.2 Transmissão O Sistema de Transmissão Próprio da Eletrobras Eletrosul, considerando todos os contratos de concessão, é constituído por 44 subestações e uma conversora de frequência (localizada na fronteira do Brasil com a Argentina), representando uma capacidade total de transformação de 26.727,80 MVA, além de 11.077,16 km de linhas de transmissão.

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

14

Situação Subestações / Conversora de

Frequência

Linhas de Transmissão

(Km) Capacidade de

Transformação (MVA)

Empreendimentos renovados pela Lei 12.783/13 37 9.513,31 22.471,10

Empreendimentos não afetados pela Lei 12.783/13 8 1.563,85 4.256,70

Total 45 11.077,16 26.727,80

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

Sistema de Transmissão Próprio Eletrobras Eletrosul Subestações / Conversora de Frequência 45 Capacidade de Transformação (MVA) 26.727,80

Linhas de Transmissão (Km)

Tensão (kV) Extensão 69 56,2

132 12,5 138 1.918,49 230 5.446,87 500 2.173,49 525 1.469,61

Total 11.077,16

2.2.1 Projetos e Empreendimentos de Transmissão em Implantação No decorrer do ano de 2017, a Eletrobras Eletrosul envidou esforços no sentido de viabilizar os novos empreendimentos advindos do Leilão ANEEL nº 004/2014, lotes A e E, que resultaram, respectivamente, nos Contratos de Concessão 001/2015 e 002/2015 firmados junto à ANEEL.

Neste sentido, a empresa avançou nas negociações visando a realização de parceria para execução das obras referentes ao Lote A do Leilão ANEEL nº 004/2014, bem como promoveu chamadas públicas para selecionar investidores interessados na participação no Lote “E”, do mesmo leilão, conforme descrito a seguir:

Lote “A” - Parceria da Eletrobras Eletrosul com Shanghai Electric e China-LAC Industrial Cooperation Investment Fund Co. Ltd

O Lote “A”, do leilão ANEEL nº 004/2014 contempla a implantação de empreendimentos no Estado do Rio Grande do Sul, compreendendo sete novas subestações, sendo três delas em 525 kV, além de ampliações de outras instalações e ainda 18 novas linhas de transmissão com mais de 1,8 mil quilômetros de extensão, com orçamento superior a R$ 3,9 bilhões.

Objetivando aumentar a competitividade na execução das obras do Lote “A”, haja vista o desafio de engenharia e alto valor envolvido no empreendimento, a Eletrobras Eletrosul elaborou Chamada Pública, em 2016, para obter parceiro(s) investidor(es).

Em decorrência desta Chamada Pública, atualmente a Eletrobras Eletrosul está estruturando parceria com as chinesas Shanghai Electric Power Transmission & Distribution Engineering Co. Ltd e China-LAC Industrial Cooperation Investment Fund Co. Ltd (CLAI Fund) para a execução das obras referentes ao Lote A, do Leilão ANEEL nº 004/2014.

15

Nesse sentido, em 30/10/2017, foi publicado no Diário Oficial da União, o Despacho ANEEL nº 3.577, no qual foi aprovado o Plano de Transferência apresentado pela Eletrobras Eletrosul, nos termos do art. 4º-C da Lei 9.074/1995.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações será de 48 (quarenta e oito) meses após a assinatura do termo aditivo ao Contrato de Concessão 01/2015-ANEEL e o término da concessão ocorrerá 27 (vinte e sete) anos após o referido prazo.

Atualmente a Eletrobras Eletrosul, a Shanghai Electric e o Clai Fund estão trabalhando no sentido de atender as exigências da ANEEL, bem como concretizar a parceria para que sejam iniciados os trabalhos de execução dos empreendimentos.

Chamada Pública para o Lote E

O Lote “E”, do leilão ANEEL nº 004/2014, contempla instalações no estado de Mato Grosso do Sul, compostas de duas novas linhas de transmissão e uma nova subestação, com orçamento superior a R$ 200 milhões, a valores de dez/2016.

Em 24/06/2016, a Eletrobras Eletrosul lançou Edital de Chamada Pública para a seleção de investidores, interessados na participação societária entre 51% (cinquenta e um por cento) e 100% (cem por cento) dos empreendimentos, de forma individual ou em grupo de investidores, tendo o prazo de cadastramento sido prorrogado até 25/07/2017.

Na Chamada Pública 5 (cinco) empresas se habilitaram, porém não houve proposta para o empreendimento. Atualmente o Conselho de Administração e a Diretoria Executiva da Eletrobras Eletrosul analisam cenários alternativos para a solução do empreendimento.

2.2.2 Reforços e Melhorias no Sistema de Transmissão Ao longo do ano de 2017 a Eletrobras Eletrosul investiu R$ 10,8 milhões em Reforços e Melhorias nos seus ativos de transmissão, em atendimento às necessidades estabelecidas nas Resoluções Autorizativas ANEEL REA 5.484/2015 (concluído), REA 5.861/2016 e 6.630/2017, às necessidades do Plano de Modernização das Instalações (PMI) e envolvendo ainda outros empreendimentos de interesse exclusivo da empresa.

No total, estas obras compreenderam 60 empreendimentos, sendo 18 referentes às REAs e 42 referentes ao PMI e interesses da empresa, abrangendo a região Sul e o estado do Mato Grosso do Sul, sendo que parte delas continuará em andamento no ano de 2018.

Estas adequações destinam-se ao aumento da capacidade de transmissão e a confiabilidade do SIN, oferecendo maior disponibilidade, confiabilidade e flexibilidade ao sistema de transmissão da Eletrobras Eletrosul, e objetivam também retirar eventuais restrições do sistema de transmissão e melhorar a confiabilidade e a flexibilidade de sua operação e manutenção. Auxiliam também na manutenção da regularidade, continuidade e segurança na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, e nos processos de recomposição do sistema em caso de falhas.

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

2.2.3 Centro de Operação de Transmissão O sistema de transmissão da Eletrobras Eletrosul é operado ininterruptamente através de cinco Centros Regionais de Operação (CROI), por equipes de operadores em turno de revezamento, localizados estrategicamente na região de atuação da empresa. Toda a supervisão e as tratativas com agentes externos são feitas centralizadamente através do Centro de Operação da Transmissão

16

(COT), que faz parte do COSEE, em turno de revezamento 24 horas por dia. Além disso, prestam suporte à operação em tempo real, equipes de pré-operação, pós-operação, telecomunicações, engenharia de tempo real e equipes de proteção, bem como equipes que atuam como apoio à operação nas subestações teleassistidas, em horário comercial.

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

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

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

Indicadores Operacionais de Transmissão

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

Disponibilidade - Conjunto de Funções de Transmissão 2015 2016 2017

Linhas de Transmissão* 99,96% 99,95% 99,90 Banco de Capacitores* 99,77% 99,79% 99,99 Reatores* 99,94% 99,85% 99,89 Transformadores* 99,94% 99,92% 99,86

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

3 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Durante o exercício social de 2017 houve decisões empresariais que influenciaram positivamente o resultado da Companhia e sua situação patrimonial. A tabela a seguir apresenta os principais indicadores de desempenho econômico-financeiro em 2017, comparando-os com os resultados obtidos nos quatro anos anteriores.

17

3.1 Patrimônio

Em 29 de dezembro de 2017, após o atendimento de todas as condições, a Companhia concluiu, conforme previsto no Instrumento Particular de Dação em Pagamento ("Instrumento de Dação"), firmado com sua controladora, a Eletrobras, a transferência de ações nas seguintes Sociedades de Propósito Especifico – SPEs:

Nome da SPE Participação no Capital

Eólica Chuí IX S/A 99,99%

Eólica Hermenegildo I S/A 99,99%

Eólica Hermenegildo II S/A 99,99%

Eólica Hermenegildo III S/A 99,99%

Santa Vitória do Palmar Holding S/A 78,00%

Chuí Holding S/A* 78,00% * Após combinação de negócios, a Chuí Holding passou a ser subsidiária da Santa Vitória do Palmar Holding

As SPEs já transferidas à Eletrobras eram predominantemente eólicas, com parques geradores localizados no Rio Grande do Sul. O Instrumento de Dação prevê ainda a alienação de duas outras SPEs, a Empresa de Transmissão do Alto Uruguai – Etau e a Uirapuru Transmissora de Energia, sendo que nestas a Companhia possui participação de 27,42% e 75,0%, respectivamente.

A operação representa uma das etapas previstas no Plano Diretor de Negócios e Gestão (PDNG) 2017/2021. A iniciativa de desinvestimento em SPEs, por meio da alienação de participações societárias via dação em pagamento à Eletrobras, tem por objetivo promover a quitação de dívidas junto à mesma, permitindo a redução da alavancagem financeira e melhora no indicador Dívida Líquida/EBITDA.

Com a transferência dos ativos, houve quitação de R$ 939 milhões de dívidas relativas a empréstimos mantidos com a Controladora. Outros R$ 82 milhões de empréstimos serão liquidados com a transferência dos ativos mantidos para a venda acima descritos. O valor da operação foi definido pelo valor contábil de 30 de setembro de 2017.

Outra operação que alterou o Patrimônio em 2017 foi o recebimento dos créditos de energia renegociados, derivados da Lei 8.727/93. Em 1º de agosto de 2017 o Tesouro Nacional efetuou a quitação da obrigação, com base no art. 14 da Lei Complementar nº 156, de 2016. O montante

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Ativo Total 9.933 10.189 10.235 11.983 10.274 (14,3%)

Patrimônio Líquido 5.552 5.333 4.535 5.540 5.964 7,7%

Receita Operacional Líquida 1.051 1.110 1.610 3.189 2.089 (34,5%)Receita Operacional Líquida, ajustada (i) 933 1.050 1.429 1.501 1.732 15,4%

Resultado do Serviço, ajustado (i) 241 347 507 401 484 20,8%

Lucro (Prejuízo) Líquido 267 39 (765) 1.109 347 (68,7%)EBITDA (ii) 277 39 126 853 742 (13,0%)

Dívida líquida 2.416 3.690 4.300 4.348 2.451 (43,6%)Pessoal, Materiais e Serviços 431 473 496 537 556 3,6%

R$ milhões, exceto quando indicado

(i) Excluídos os efeitos da Lei 12.783/2013 (RBSE) e Receita de Construção

(ii) EBITDA ajustado por itens não recorrentes e efeitos da Lei 12.783/2013 (RBSE)

recebprinciEletro

Em dlíquid

Quanmilhõ

3.2 R

Em 2Consao reDemacomo(MMErecon

Se avreceitpreçoPCHsSPEsReguNovaPreço

Já o 2017merc(PPATelespreço

A com

bido pela Cipalmente doobras (R$ 47

decorrência da reduziu 43

nto ao Patrimões.

Receita B

2017, a recestrução, repreeconhecimenais Instalaçõo decorrênciaE), que regnhecimento c

valiados os vta de geraçãos; variação s e parte das Hermenegulado - ACR a, sendo a eo de Liquidaç

aumento na, firmado coado de curto

A) firmados cs Pires Partio dos contrat

mposição e e

Companhia os tributos p70 milhões).

principalmen3,6%.

mônio Líquido

ruta

eita bruta reesentando re

nto da receitaões de Transa da Portarigulamentou contábil do m

valores descão e de comde preços no

a energia gegildo I, II, IIpor meio donergia descoção das Dife

a Comercializom a SPE Teo prazo é pcom as SPEcipações S/Atos no ACL, a

evolução da

foi de R$ ertinentes ao

nte dos fato

o, apresentou

gistrada alcaedução de 31a relativa às smissão (RPia nº 120, das condiçõ

montante a re

considerandomercialização

o Ambiente derada por eóI e Chuí IX

o Mecanismoontratada ad

erenças (PLD

zação é derieles Pires; e

proveniente, Es Energia SA, atinente àafetando a re

receita bruta

782 milhõo mesmo, ut

os citados, o

u aumento d

ançou R$ 21,5% em relainstalações

PC), no mone 20 de abões de receceber, de d

o-se os efeito. O aumentode Contrataç

ólicas é reveX efetuaram o de Compendquirida pelaD).

ivado, principe variação dbasicamente

Sustentável à UHE Teleseceita de ve

a estão demo

es, sendo tilizados para

o valor total

dado o result

.258 milhõeação a 2016da Rede Bá

ntante de R$ril de 2016,

cebimento direito previsto

os da RBSEo na receita ção Livre (ACendida neste

descontratansação de Sa Eletrosul e

palmente, dede preços noe, de contrado Brasil S/s Pires. Em nda.

onstradas no

os recursoa liquidação

do Ativo red

ado positivo

s, se desco. A redução

ásica do Siste$ 1.596 milhõ

do Ministérdas indenizao na Lei 12.7

E, houve aumde geração

CL), sendo qAmbiente; e

ação no Amobras e Défrevendida n

e: novo conto ACL. A entos de PoweA (ESBR), a2017 houve

o quadro e gr

os, após o de emprést

duziu 14,3%

do exercício

onsiderada ase deve, prinema Existenões, efetuad

rio das Minaações e po783/2013.

mento, princideve-se a:

que a energiae a partir de

mbiente de ficits (MCSDno ACL e/ou

trato, a partinergia comerwer Purchase

atinente à Ue aumento n

ráfico seguin

18

pagamentoimos junto à

% e a dívida

o, de R$ 347

a Receita dencipalmente,

nte (RBSE) edo em 2016,as e Energiaossibilitou o

palmente nareajuste nosa gerada pore abril/17 asContratação) de Energia

u liquidada a

r de abril dercializada noe AgreementUHE Jirau, eno PLD e no

ntes.

8

o à

a

7

e , e ,

a o

a s r s o a a

e o t

e o

3.3 R

A rec1.732da RB

Os pque c

ReceiRecei

Recei

Recei

Recei

Outra(i) Não

Receita Op

ceita operac2 milhões, seBSE, com au

principais cuscontribuíram

D

ita Operacionalita de Concessã

ita Financeira de

ita de Geração d

ita de Comercia

s Receitaso considerada a Re

peraciona

ional líquidae desconsideumento de 1

stos e despepara a forma

Descrição

Bruta (i)ão de Transmiss

e Transmissão

de Energia

alização

Receita de Construç

l Líquida

(ROL) conseradas a Re5,4% quando

esas operacação do lucro

são

(RBSE)

ção

solidada da eceita de Coo comparado

cionais, despro líquido con

2013

1.055 690

-

289

49

26

Eletrosul emnstrução e ao a 2016.

pesas financnsolidado est

2014 20

1.197 797

-

326

46

28

m 2017 alcana receita rela

ceiras e resutão destacad

015 2016

1.616 3 872

- 1

380

319

45

R$ m

nçou o monativa ao reco

ultado das pdos a seguir.

6 2017

.296 2.25910 95

.596 27

495 55

257 41

38 5

ilhões, exceto q

19

tante de R$onhecimento

participações.

Var. (%) 2017/2016

58 (31,5%)59 5,4%

73 (82,9%)

57 12,4%

13 60,9%

56 47,9%

uando indicado

9

$ o

s

)

)

o

20

3.4 Custos e Despesas Operacionais

Contribuíram para a formação do resultado consolidado os seguintes principais custos e despesas operacionais:

Pessoal: A despesa com pessoal foi de R$ 434 milhões, 6,7% superior ao registrado em 2016, que totalizou R$ 407 milhões. O acréscimo decorre, principalmente, do reajuste anual dos salários e benefícios dos empregados.

Compra de Energia: As despesas com compra de energia totalizaram R$ 288 milhões, 9,0% superior se comparados aos R$ 264 milhões registrados em 2016. As compras são provenientes, principalmente, de contratos de PPA firmados com a Energia Sustentável do Brasil S/A e a Teles Pires Participações S.A., controladas em conjunto pela Eletrobras Eletrosul. Destacam-se como fatores de aumento o reajuste nos preços e novo contrato de PPA firmado com Teles Pires Participações S.A., em abril de 2017.

Materiais: Houve manutenção no montante consumido, que permaneceu em R$ 12 milhões em ambos os exercícios. Se considerada inflação para o período, há diminuição de valor como medida de redução de custos e despesas prevista no PDNG 2017-2021.

Serviços de Terceiros: As despesas nessa rubrica foram de R$ 110 milhões, 6,7% inferior ao total das despesas registradas em 2016, de R$ 118 milhões. A redução do montante deve-se à medida de redução de custos e despesas prevista no PDNG 2017-2021.

A seguir é demonstrado o montante de gastos com pessoal, materiais e serviços de terceiros, comparativamente à Receita Operacional Líquida excluídos os efeitos da Lei 12.783/2013 (RBSE) e Receita de Construção.

R$ milhões, exceto quanto indicado 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Pessoal (i) 321 350 374 407 434 6,7%

Energia Comprada para Revenda 42 63 225 264 288 9,0%

Materiais 17 13 12 12 12 0,0%

Serviços de Terceiros 93 109 110 118 110 (6,7%)

TOTAL 473 535 720 801 844 5,4%(i) Exceto Plano de Incentivo ao Desligamento e Participação nos Resultados

46,2% 45,0%

34,7%35,8% 32,1%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

2013 2014 2015 2016 2017

PMSO X ROL

21

3.5 Resultado do Serviço de Energia Elétrica

A Eletrobras Eletrosul apurou R$ 484 milhões como resultado do serviço de energia elétrica no exercício de 2017, se desconsiderada a receita relativa à RBSE, no valor de R$ 273 milhões. O resultado é 20,7% superior ao apresentado em 2016, também se desconsiderada a receita relativa à RBSE de 2016. A variação positiva deve-se ao aumento da receita de geração e comercialização e à gestão dos gastos.

Do montante, houve dedução de outras receitas e despesas, com destaque para:

Equivalência Patrimonial: O resultado de equivalência foi positivo em R$ 34 milhões, contra um resultado positivo de R$ 240 milhões apurado em 2016. A variação está relacionada, principalmente, à reversão de provisão relativa a excludentes de energia e encargos decorrentes efetuada pela SPE ESBR Participações S/A no exercício de 2016. Destaca-se que em 2017 houve reversão de impairment em investidas controladas em conjunto, principalmente as de geração eólica, derivada da descontratação de energia no ACR e adesão ao MCSD. Ainda há impairment reconhecido em investidas, contudo, se houver melhora no quadro de inflação e de juros, e/ou se a produção de energia ocorrer conforme a garantia física, as provisões podem vir a ser revertidas, total ou parcialmente.

Impairment: A Eletrobras Eletrosul apresenta suas demonstrações financeiras de acordo com as normas internacionais de contabilidade, da International Financial Reporting Standards (IFRS). A norma determina que sejam realizados testes de recuperabilidade para os ativos de longa duração. Em 2017 a empresa registrou reversão de R$ 304 milhões de impairment, sendo R$ 147 milhões relativos a empreendimentos corporativos e R$ 157 milhões inerentes a investidas controladas, cuja atividade é geração eólica (Hermenegildo I, II, II e Chuií IX). Tais investidas foram transferidas à Eletrobras em 29 de dezembro de 2017, por meio de Dação em Pagamento.

A reversão do impairment em empreendimentos corporativos ocorreu principalmente naqueles vinculados à geração de energia. A gestão dos gastos com PMSO e a redução da taxa de desconto foram os principais fatores para a reversão. Nas investidas controladas a reversão foi gerada pela descontratação no ACR e venda de energia pelas controladas para a Eletrosul, por meio de PPAs.

Ainda há saldo de impairment registrado nas demonstrações financeiras. No entanto, por se tratar de provisão contábil, as perdas estimadas podem ser revertidas, eventualmente, caso as condições econômicas apresentem melhoras.

Provisão para perdas em investimentos e Resultado de Alteração de Participação Societária: Em dezembro de 2017 foi constituída provisão para perdas nos investimentos principalmente nas SPEs ESBR Participações (R$ 112 milhões), Livramento Holding (R$ 234 milhões) e Chuí Holding (R$ 373 milhões), decorrentes de avaliação do valor dos ativos. Por outro lado, houve reversão de impairment em Teles Pires Participações, no valor de R$ 156 milhões.

A provisão de impairment nas eólicas Livramento e Chuí foi diluída com a realização dos investimentos, sem efeito relevante no resultado. Em alteração de percentual de participação societária efetuada pelas SPEs Livramento, Chuí e Santa Vitória do Palmar houve ganho de R$ 380 milhões, assim como ganho na alienação das investidas de R$ 85 milhões. Na SPE Santa Vitória do Palmar também houve R$ 33 milhões de ganho por compra vantajosa: a investida Chuí passou a ser controlada de Santa Vitória do Palmar, e esta última foi transferida às Eletrobras.

Em 2017 houve ainda reconhecimento de contingência vinculada à indenização RBNI, no valor de R$ 26 milhões, relativa a valores reclamados pela Celesc Distribuição.

22

Transferência de Ativos para a Eletrobras, por meio de Dação em Pagamento

A operação de transferência dos ativos à Eletrobras, das investidas Hermenegildo I, II, III, Chuí IX e Santa Vitória do Palmar, esta última após combinação de negócios, gerou ganho líquido de R$ 29 milhões, registrado diretamente no Patrimônio Líquido.

Resultado Financeiro Líquido

O resultado financeiro apresentou despesa líquida de R$ 477 milhões, aumento de 12,5% se comparado à despesa financeira líquida de R$ 424 milhões registrada em 2016. O resultado é basicamente influenciado pela redução de receitas financeiras.

A Companhia possuía créditos de energia renegociados, derivados da Lei 8.727/93, que eram atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 12,68% a.a. Em 1º de agosto de 2017 o Tesouro Nacional efetuou a quitação da obrigação, com base no art. 14 da Lei Complementar nº 156, de 2016.

O resultado financeiro líquido está demonstrado no quadro a seguir:

3.6 Lucro (Prejuízo) líquido

O lucro líquido consolidado atingiu R$ 347 milhões, redução de 68,7% se comparado ao lucro líquido de R$ 1.109 milhões registrado em 2016. A elevada variação é decorrente, principalmente, do reconhecimento da receita relativa à RBSE efetuada em 2016, cujo montante líquido de tributos foi de R$ 1.053 milhões. .

3.7 EBITDA

O EBITDA ajustado consolidado foi de R$ 742 milhões, representando redução de 13,0% em relação a 2016. O EBITDA consolidado ajustado é calculado a partir do lucro líquido, acrescido do resultado financeiro líquido, tributos sobre o lucro, depreciação e amortização, e gastos não recorrentes.

Dentre os fatores que afetaram o EBITDA destaca-se: (i) o cálculo considera a equivalência patrimonial, e em 2016 houve reversão de provisões na investida ESBR Participações; e (ii) o aumento da receita líquida e a gestão de custos e despesas.

Resultado Financeiro 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Receitas Financeiras 299 285 284 279 166 (40,3%)Renda sobre aplicações financeiras 74 62 37 38 55 46,7%Créditos de energia renegociados 93 81 132 135 34 (75,2%)

Créditos indenizatórios concessão 98 113 27 - - -

Outras receitas financeiras 33 29 88 106 78 (26,9%)

Despesas Financeiras 383 409 730 703 644 (8,5%)Encargos de dívidas (financiamentos) 210 274 377 489 460 (6,0%)

Variação monetária (financiamentos) 78 62 229 95 86 (9,2%)

Outras despesas financeiras 95 73 124 119 98 (18,1%)

Resultado Financeiro Líquido (84) (124) (447) (424) (477) 12,5%


23

3.8 Investimentos (controladora)

Foram investidos em participações societárias o montante de R$ 161 milhões, representando redução de 63,9% em relação aos investimentos realizados em 2016. Os investimentos foram efetuados principalmente em SPEs de geração.

Já os investimentos financeiros em ativo imobilizado próprio de transmissão e geração, atingiram o montante financeiro de R$ 89 milhões, 42,3% inferior ao montante de R$ 155 milhões investidos em 2016. No exercício os investimentos foram efetuados em sua maior parte em novas autorizações, reforços e melhorias do sistema de transmissão.

No quadro seguinte é apresentado o histórico dos investimentos realizados em moeda corrente e em moeda constante, atualizados pelo IPCA.

R$ milhões, exceto quanto indicado 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Lucro Líquido do Exercício 267 39 (765) 1.109 347 (68,7%)(+) Tributos sobre o lucro 123 226 (129) 448 164 (63,5%)(+) Resultado financeiro líquido 84 124 447 424 477 12,5%

(+) Depreciação e amortização 90 117 110 172 170 (1,2%)

(=) EBITDA 565 506 (338) 2.154 1.158 (46,2%)(+/-) Efeitos da Lei 12.783/2013 (25) - - (1.596) (273) (82,9%)(+/-) Impairment 248 (58) 292 207 (305) (247,1%)

(+/-) Provisão para perdas em investimentos - - 123 40 571 1344,7%(+/-) Contratos onerosos (503) (408) - - - -

(+/-) Resultado de alteração de percentual de participação - - - - (466) (+/-) Contingências (19) 10 9 28 28 3,0%

(+/-) Outras receitas e despesas 12 (11) 40 21 28 32,6%

EBITDA AJUSTADO 277 39 126 853 742 (13,0%)Receita Operacional Líquida Ajustada (i) 933 1.050 1.429 3.097 2.005 (35,3%)Margem do EBITDA sobre a ROL 60,5% 48,2% -23,7% 69,5% 57,8% -16,9 p.pMargem do EBITDA Ajustado sobre a ROL 29,7% 3,7% 8,8% 27,5% 37,0% 34,3 p.p(i) Excluídas a receita de construção e reclassificada a CFURH nos exercícios de 2013 e 2014

R$ milhões

2007 295 72 367 661 2008 397 64 461 783 2009 582 348 930 1.515 2010 623 413 1.036 1.594 2011 593 663 1.256 1.814 2012 598 843 1.441 1.967 2013 228 1.234 1.462 1.884 2014 199 1.074 1.273 1.542 2015 391 925 1.316 1.440 2016 155 447 602 620 2017 89 161 251 251

Inversões Financeiras

Total dos Investimentos

Total em moeda constante (IPCA)Ano Investimentos

corporativos

3.9 E

O salem co

O en2.451decor

A evo

As pr

A com

Endividam

ldo da dívidaomparação a

dividamento1 milhões, 4rre da liquida

olução das d

rincipais ope

ObtençãoInvestimeamortizaç

Liquidaçãde R$ 29

Liquidaçãrecursos 8.727/93;

Liquidaçãcontrolad

mposição da

mento

a bruta consaos R$ 4.439

o líquido, res43,6% inferioação de emp

ívidas bruta

rações finan

o de recursento em Dirção de 60 meão de Notas 90 milhões; ão, em agost

advindos do; e ão, por meiodora, a Eletro

a dívida cons

Cre

Elet

Elet

BND

BanCaix

BRD

SUBFIDC

TOT

olidada total9 milhões reg

sultante da dor ao montapréstimos pri

e líquida est

ceiras realiz

os pela Coeitos Creditóeses e carênPromissória

to de 2017, o recebimen

o do Instrumobras, de R$

olidada em 2

dor

trobras

trobras - KFW

DES

nco do Brasilxa Econômica F

DE

B-TOTALC

TAL

lizou R$ 2.84gistrados ao

dívida total mante de R$ 4ncipalmente

tá demonstra

zadas ao long

ontroladora, órios (FIDC)ncia do princas, em março

de R$ 470 mnto de crédit

ento Particu939 milhões

2017, por Cr

Federal

46 milhões, final de 201

menos caixa4.348 milhõjunto à Eletr

ada no gráfic

go do ano es

em janeiro ), no valor d

cipal de 24 mo de 2017, p

milhões de etos de energ

ular de Daçãs de emprést

redor, é apre

o que repres6.

e equivalenes registradrobras.

co seguinte.

stão destaca

de 2017, pde R$ 690

meses; pela Controla

empréstimos gia renegoc

o em Pagamtimos junto à

sentada no q

Saldo em 31.12.2017

730

204

629

377 208

7

2.155 691

2.846

R$ milhões

senta reduçã

ntes de caixo em 2016.

adas a seguir

por meio demilhões, co

adora, perfaz

s junto à Eletciados, deriva

mento, firmaà mesma.

quadro segu

24

ão de 35,9%

a, foi de R$ A variação

r:

e Fundo dem prazo de

zendo o total

trobras, comados da Lei

ado com sua

inte.

4

%

$ o

e e

l

m i

a

25

3.10 Alavancagem Financeira

O índice de alavancagem financeira mostra o grau de endividamento bancário em relação ao capital total aplicado (recursos de instituições financeiras e dos acionistas). Em 2017, esse índice alcançou 29,1% em relação ao total do capital utilizado, representando variação de 33,8 pontos percentuais negativos em relação ao verificado no final de 2016.

Pode-se perceber que a alavancagem reduziu, em razão da transferência de ativos para a Eletrobras, ocorrida por meio de Dação em Pagamento, e pela liquidação de empréstimos com recursos advindos do recebimento de créditos de energia renegociados (Lei 8727/93). Também, o Patrimônio Líquido aumentou, devido ao resultado do exercício e constituição de reservas, bem como reversão relativa à revisão de estimativas de benefícios pós-emprego. A Companhia mantém plano de benefício definido, com contribuições paritárias entre patrocinadora e empregados. A revisão dos benefícios futuros projetados indicou, dado o atual momento econômico, redução da estimativa de déficit.

3.11 Estrutura de Capital

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

Do quadro seguinte, destaca-se que a participação de capitais de terceiros em dezembro de 2017 representava 42,0% do capital total aplicado. A redução ocorreu principalmente pela transferência de ativos para a Eletrobras, por meio da Dação em Pagamento, e pelo recebimento dos créditos de energia renegociados, derivados da Lei 8.727/93.

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

EndividamentoEmpréstimos e Financiamentos 3.190 3.605 3.824 4.153 2.155 (48,1%)

Debêntures, Notas Promissórias e FIDC - 255 552 286 691 141,9%

Dívida Bruta (principal + juros) 3.190 3.861 4.376 4.439 2.846 (35,9%)(-) Caixa e Aplicações (774) (171) (76) (91) (395) 335,1%

(=) Dívida líquida 2.416 3.690 4.300 4.348 2.451 (43,6%)(+) Patrimônio Líquido (i) 5.552 5.333 4.535 5.540 5.964 7,7%

(=) Capital Total utilizado 7.968 9.023 8.835 9.888 8.415 (14,9%)Índice de alavancagem financeira 30,3% 40,9% 48,7% 44,0% 29,1% -33,8 p.p(i) Para fins de análise, estão incluídos os AFACs.


26

3.12 Valor Adicionado

A formação de Valor foi de R$ 2.003 milhões, 30,1% inferior à de 2016, em razão, principalmente, do reconhecimento inicial da receita financeira da RBSE, efetuada no ano anterior (R$ 1.596 milhões em 2016, enquanto em 2017 o valor foi de R$ 273 milhões). Destaca-se, desconsiderando a RBSE, o resultado positivo em Receitas, obtido pelo aumento de volume das receitas de geração e comercialização de energia.

3.13 Gestão Orçamentária

A metodologia de apuração do orçamento legal é estabelecida pela Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais do Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão, e difere em alguns aspectos das regras da Contabilidade Societária. No ano de 2017 a Eletrobras Eletrosul realizou R$ 2.084 milhões de Despesas Correntes, R$ 1.679 milhões de Despesas de Capital e R$ 4.087 milhões de Recursos Totais. Os limites orçamentários aprovados no Programa de Dispêndios Globais e no Orçamento de Investimento foram respeitados.

No Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2018-2022 da empresa estão previstos, para o ano de 2018, R$ 443 milhões para investimentos próprios e em parcerias, R$ 1.914 milhões de receita operacional líquida, R$ 1.314 milhões para despesa operacional e R$ 323 milhões em despesas financeiras onde já estão inclusos os impactos positivos da redução do endividamento da companhia após a transferência de ativos para a Eletrobras.

Estrutura de Capital 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Capital de Terceiros 4.381 4.856 5.700 6.443 4.310 (33,1%)

Capital Próprio (i) 5.552 5.333 4.535 5.540 5.964 7,7%

Total do capital aplicado 9.933 10.189 10.235 11.983 10.274 (14,3%)

- Partic. dos Capitais de Terceiros 44,1% 47,7% 55,7% 53,8% 42,0% -22 p.p

- Partic. dos Capitais Próprios 55,9% 52,3% 44,3% 46,2% 58,0% 25,6 p.p

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


Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 Var. (%) 2017/2016

Receita 1.186 1.314 2.179 3.473 2.884 (17,0%)

(-) Insumos Adquiridos de terceiros 57 (116) 1.406 887 898 1,3%(-) Depreciação e Amortização 92 117 110 172 170 (1,0%)

(+) Valor adicionado rec. em transferência 278 (131) (274) 452 188 (58,5%)Valor Adicionado 1.315 1.182 389 2.866 2.003 (30,1%)

Pessoal 366 305 340 392 474 20,9%Governo 293 422 129 733 517 (29,5%)Financiadores 389 416 685 632 637 0,8%

Acionistas 267 39 (765) 1.109 376 (66,1%)Dis

tribu

ição


Form

ação

27

4 GOVERNANÇA CORPORATIVA

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

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

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

Auditoria

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

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

Conformidade Corporativa

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

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

Programa de Integridade

A Alta Administração demonstra seu efetivo apoio ao ambiente de Compliance liderando o projeto de efetivação das medidas de integridade e do enfoque na remediação de quaisquer deficiências que possam ser classificadas como fraquezas materiais, incluindo-a em seus objetivos estratégicos. Para tanto, a Diretoria de Conformidade da Holding lançou o programa Eletrobras 5 Dimensões, com os seguintes objetivos: a) Desenvolvimento do ambiente de gestão do programa de integridade; b) Avaliação periódica de riscos; c) Estruturação e implantação de políticas e procedimentos do programa de integridade; d) Comunicação e treinamento contínuo; e) Monitoramento do programa, medidas de remediação e aplicação de penalidades.

28

Gestão de Riscos e Controle interno

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

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

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

Sustentabilidade Empresarial

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

Ouvidoria

A Ouvidoria Geral, vinculada administrativamente à Presidência da Eletrobras Eletrosul e funcionalmente ao Conselho de Administração da Empresa, mantém canal de relacionamento pessoal e interativo com os públicos interno e externo, com o propósito de receber, analisar e encaminhar reclamações, elogios, sugestões e pedidos de informações decorrentes de procedimentos da atuação da empresa, com o objetivo de buscar soluções a estas com a maior brevidade possível, sempre observando os princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e eficiência.

Desde agosto de 2017, as denúncias passaram a ser recebidas por um canal externo de denúncias das empresas Eletrobras, sendo uma ferramenta específica e oficial para o recebimento de denúncias relativas a fraudes, corrupção ou outro tipo de irregularidade. O tratamento das manifestações é realizado pelo Comitê do Sistema de Integridade (CSI), responsável pelo processo de Gestão e tratamento das denúncias, contribuindo assim para a melhoria contínua dos processos internos e da transparência.

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

Comissão Permanente de Ética

A Comissão Permanente de Ética da Eletrosul foi criada em 2001 com intuito de promover e disseminar a gestão da Ética na Empresa, de aplicar as diretrizes da Comissão de Ética Pública, e, principalmente, com o objetivo de fortalecer os compromissos éticos por meio de ações educativas, preventivas e corretivas, contribuindo, dessa forma, para o aprimoramento da relação da Empresa

29

com seus diversos públicos. É competência da Comissão Permanente de Ética a apuração, de ofício ou mediante denúncia, condutas de colaboradores em desacordo com os compromissos éticos estabelecidos no Código de Ética e de Conduta das Empresas Eletrobras.

5 PLANEJAMENTO E GESTÃO EMPRESARIAL

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

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

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

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

A partir desse Plano Estratégico, a Eletrobras elabora anualmente seu Plano Diretor de Negócios e Gestão - PDNG - para um período de 5 anos, que teve em 2017, o lançamento da versão 2018-2022, bem como dos correspondentes Planos de Negócios e Gestão - PNGs das empresas controladas pela Eletrobras.

O Plano de Negócios e Gestão 2018-2022 apresenta as principais estratégias da empresa para a expansão, operação e manutenção de seus negócios de geração e transmissão de energia elétrica, bem como os aspectos de gestão necessários para suportar o alcance dos objetivos e metas propostos para o período, alinhado ao PDNG 2018-2022 da Eletrobras.

5.2 Gestão da Marca, Reputação e Imagem O compromisso com a transparência vem sendo renovado a cada ano e os mecanismos para garanti-la são constantemente revistos e aprimorados, perpassando todos os níveis e processos. Adicionalmente às demonstrações financeiras, as informações sobre a gestão da empresa são publicadas anualmente em três relatórios: o Relatório de Gestão, o Relatório de Administração e o Relatório de Responsabilidade Socioambiental. Além disso, uma quantidade cada vez maior de

30

informações vem sendo disponibilizada no site da empresa, de forma a fornecer à sociedade o mais amplo acesso ao trabalho realizado pela Eletrobras Eletrosul.

A imagem da Empresa perante a sociedade é resultado de um trabalho cuidadosamente planejado e desenvolvido com o compromisso de uma atuação sustentável. A reputação positiva verificada por meio das pesquisas realizadas é consequência de um trabalho que leva em consideração todos os aspectos relacionados não apenas à posição da empresa no mercado, mas também nas comunidades onde está inserida.

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

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

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

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

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

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

Quadro Funcional

No encerramento de 2017, o quadro de pessoal da Eletrobras Eletrosul contava com um contingente de 1.229 empregados efetivos e 274 anistiados em conformidade com a Lei n.º 8.878/94, os quais

31

estão cedidos para órgãos ou entidades da Administração Pública Federal, em cumprimento aos procedimentos legais adotados pelo Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão.

Durante o ano de 2017, houve o ingresso de 19 empregados, sendo 3 por meio do concurso público e 5 readmissões conforme a Lei n.º 8.878/94, o ingresso de 2 empregados requisitados e o retorno de 9 empregados que estavam cedidos e/ou licenciados. Houve ainda o egresso de 200 empregados, sendo 190 desligamentos pelo Programa de Aposentadoria Extraordinária (PAE). Destes, 120 eram empregados do quadro efetivo.

Quadro Funcional 2015 2016 2017

Empregados Efetivos 1.312 1.344 1.229 Empregados Anistiados (Lei Nº 8.878/94) 330 340 274 QUADRO DE EMPREGADOS 1.642 1.684 1.503 (+) Ingressos 32 60 19 (–) Egressos 9 18 200 VARIAÇÃO DO QUADRO FUNCIONAL 23 42 181

Treinamento e Desenvolvimento

Na área de Educação Corporativa destacam-se as seguintes atividades desenvolvidas em 2017:

Capacitações para o PROERP visando a implantação do sistema SAP, contando o montante de 6.388 homem/hora utilizadas com 183 participações;

Realização de capacitações básicas e reciclagem em atendimento pré-hospitalar, socorrismo e brigadas de emergência para 406 participações, totalizando 3668 homem/hora trabalhadas;

Realização de capacitações com 132 participações relacionadas a Direitos Humanos e questões de Gênero, Raça e Diversidade; e

Realização de cursos e palestras relacionados à compliance, ética e integridade contando com 219 participações.

Saúde e Segurança

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

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

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

Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional (PCMSO);

Programa de Qualidade de Vida;

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

Programa de Atendimento à Pessoa com Deficiência (PAPD).

Programa de Acompanhamento aos Empregados Afastados do Trabalho em Auxílio Doença e/ou Acidente do Trabalho.

Programa de Orientação para Aposentadoria - POPA

32

Destaque em 2017, a realização da Semana de Luta da Pessoa com Deficiência que oportunizou uma programação específica sobre o tema, sensibilizando empregados, contribuindo para o processo de inclusão social e de valorização da diversidade.

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

Atualmente a empresa possui 11.471 km de fibras ópticas, sendo 3.658 km próprios e 7.813 km através de swap com outras empresas, 60 estações DWDM, 76 estações SDH e 46 estações de rádio, abrangendo os seguintes estados: Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul e São Paulo.

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

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

6 PESQUISA, DESENVOLVIMENTO, INOVAÇÃO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

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

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

Na área de eficiência energética, a Eletrobras Eletrosul desenvolve ações do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) e com projetos corporativos.

Dentre as ações para tornar suas instalações eficientes, a Eletrobras Eletrosul tem aplicado, em seus projetos, conceitos que conferem aos seus empreendimentos o nível máximo da Etiqueta Nacional de Conservação de Energia para Edificações Comerciais, tanto para o projeto quanto para a construção.

33

7 SOCIEDADE E MEIO AMBIENTE

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

7.1 Responsabilidade Social A atuação da Eletrobras Eletrosul está alinhada às diretrizes globais de sustentabilidade e responsabilidade socioambiental que orientam os seguintes movimentos, dos quais a empresa participa de maneira voluntária:

Pacto Global;

Princípios de Empoderamento das Mulheres;

Compromisso “He For She” (ONU Mulheres);

Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo;

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

Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça;

Fórum Catarinense pelo Fim da Violência e da Exploração Sexual;

Movimento Nós Podemos Santa Catarina e Nós Podemos Grande Florianópolis.

Toda a atuação da empresa nas áreas social e ambiental está alinhada aos preceitos difundidos por esses movimentos, que também promovem os “Objetivos de Desenvolvimento Sustentável” (ODS). Dessa forma, os projetos desenvolvidos pela Eletrobras Eletrosul têm, entre seus objetivos, a educação para conservação da energia elétrica, educação para o acesso ao mercado de trabalho, igualdade de gênero, desenvolvimento de atividades esportivas, desenvolvimento tecnológico e de infraestrutura das comunidades, valorização de profissionais terceirizados, geração de trabalho e renda e inclusão social.

Em 2017, os investimentos em responsabilidade social da empresa (alinhados com sua Política de Investimento Social) foram otimizados buscando o máximo de resultados positivos – o que foi possível graças às importantes parcerias firmadas para os seguintes projetos:

Centros de Empreendedorismo Comunitário (CECs)

Projetos de geração de renda por meio do desenvolvimento de produtos em patchwork, voltados para mulheres. São resultados de parcerias estabelecidas em municípios onde a empresa atua (especialmente naqueles onde está inserida por meio de um novo empreendimento). Atualmente, estão em funcionamento oito CECs, distribuídos no Rio Grande do Sul e em Santa Catarina.

Programa Hortas Comunitárias

Criado em 2001, o programa oferece uma alternativa de renda às comunidades vizinhas às linhas de transmissão e estimula o uso adequado e a preservação das faixas de servidão, evitando ocupações irregulares. Dessa forma, gerenciando as áreas de segurança das linhas de transmissão e promovendo o cultivo de culturas de pequeno porte, o programa proporciona maior qualidade de vida

34

às famílias participantes, que produzem os próprios alimentos e diversificam sua alimentação – além de incrementar a renda familiar com a comercialização do excedente de produção.

O programa é desenvolvido nos estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul e conta atualmente com 35 hortas, totalizando 302,5 mil metros quadrados de área cultivada. As 1.054 famílias beneficiadas recebem, além da orientação e assistência para a atividade, capacitações em temas relacionados à educação, empreendedorismo, alimentação e qualidade de vida. Em 2017, o programa foi incluído na Plataforma de Boas Práticas para o Desenvolvimento Sustentável da FAO, agência da ONU especializada no combate à fome e à pobreza.

Programa Eletrosul Casa Aberta

O Programa Casa Aberta foi criado em 1990 e tem como objetivo compartilhar conhecimentos sobre energia elétrica com alunos do Ensino Fundamental, preferencialmente na faixa etária entre 10 e 11 anos. São informações que abrangem a geração, transmissão e distribuição da energia, as principais fontes e as fontes alternativas, os cuidados com a energia elétrica, uso racional da energia, preservação do meio ambiente, etc. Desde que foi criado, o Casa Aberta já atendeu mais de 300 mil alunos e 17 mil professores, tornando-se um disseminador de boas práticas para um público capaz de promover efetivas mudanças de hábitos nos ambientes escolar e familiar.

Patrocínios e Projetos Culturais e Esportivos

Em 2017, a Eletrobras Eletrosul investiu R$ 171,0 mil em patrocínios e contratos, seguindo as diretrizes da Política de Patrocínios e de Responsabilidade Social das Empresas Eletrobras. Desse montante, R$ 152,0 mil foram investidos em projetos culturais e R$ 19,0 mil em projetos esportivos.

Programa de Doações

O programa de doações de bens móveis da Eletrobras Eletrosul tem auxiliado instituições da sociedade civil, organizações sociais e órgãos públicos a melhorar a infraestrutura de suas unidades. Em 2017, foram doados seis veículos e dez computadores, que beneficiaram oito instituições.

Programa de Incentivos Fiscais

Fundo da Infância e da Adolescência – FIA (Lei nº 8.242/91 e outras)

É um importante instrumento de captação de recursos para o financiamento de programas e projetos em prol da criança e do adolescente. A Eletrobras Eletrosul selecionou três projetos sociais da Associação Pró-Brejarú, aprovados pelos conselhos de Direitos da Criança e do Adolescente do município de Palhoça (SC) e alinhados à Política de Investimento Social da empresa. Entre os objetivos dos projetos (aos quais foi destinado um total R$ 116,1 mil) estão a promoção de atividades socioculturais e de cursos para combater a marginalização e oferecer alternativas de formação profissional.

Programa Nacional de Apoio à Atenção Oncológica – PRONON e Programa Nacional de Apoio à Atenção da Saúde da Pessoa com Deficiência – PRONAS/PCD (Lei nº 12.715/2012 e Decreto nº 7.988/2013)

Tem como objetivo arrecadar recursos para ações relacionadas ao tratamento de neoplasias malignas e afecções correlatas. Em 2017, por meio dessa Lei, a Eletrobras Eletrosul destinou R$ 187,0 mil à aquisição de um acelerador linear de energia para a Radioterapia do Centro de Pesquisas Oncológicas (CEPON), em Florianópolis (SC). O investimento vai permitir o aumento no número de pacientes atendidos - passando de 1.008 para 3.456 atendimentos ao ano.

35

Campanha Leãozinho da Cidadania

Além de investir nos projetos, a Eletrobras Eletrosul incentiva os empregados e a comunidade a destinar parte do imposto de renda devido como doação aos fundos da Infância e Adolescência (FIA), por meio da campanha Leãozinho da Cidadania (realizada há sete anos). Em 2017, em parceria com o Conselho Regional de Contabilidade (CRC-SC), foi realizada divulgação e palestra com orientações sobre esse procedimento na sede da empresa (transmitida por videoconferência para as áreas descentralizadas).

Projeto Eu Amo a Praça

Com o objetivo de incentivar a utilização de espaços públicos, o projeto “Eu Amo a Praça” promove em praças e parques atividades artísticas, culturais e gastronômicas destinadas às famílias de Florianópolis (SC). A Eletrobras Eletrosul participou de três edições (cada uma delas com um público estimado de três mil pessoas) apresentando maquetes e equipamentos e promovendo a conscientização ambiental.

Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça

O programa busca promover a igualdade de oportunidades entre homens e mulheres no âmbito das organizações públicas e privadas, baseado no desenvolvimento de novas concepções, na gestão de pessoas e na cultura organizacional. O selo Pró-Equidade de Gênero e Raça reconhece as organizações comprometidas com a justiça social, a igualdade de gênero, étnico-racial e o trabalho decente. Em 2016, a Eletrobras Eletrosul aderiu à sexta edição do Programa e vem executando as ações referentes ao Plano Bianual – e vai concorrer novamente ao Selo Pró-Equidade em 2018.

Programa de Estágio

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

No ano de 2017, o Programa de Estágio atendeu 220 estagiários, sendo 17 estudantes do Ensino Médio, 7 do Ensino Técnico e 196 estudantes do Ensino Superior, com investimento de aproximadamente R$ 1,5 milhões.

7.2 Gestão Ambiental Em consonância com o Plano Estratégico das Empresas Eletrobras (2015-2030) que apresenta em sua missão o compromisso de atuar de forma sustentável, mantendo o foco em fontes de energia limpa e renovável, a Eletrobras Eletrosul vem desenvolvendo diversas ações no sentido de aprimorar a gestão e os processos relacionados à sustentabilidade empresarial.

Considerando as premissas da Política Ambiental que enfatizam o uso do sistema IGS “Indicadores para Gestão da Sustentabilidade nas Empresas Eletrobras” como ferramenta de gestão, a empresa avalia periodicamente os insumos e aspectos associados aos seus processos produtivos e administrativos no meio ambiente e reporta anualmente estes resultados no Inventário Ambiental.

Destaca-se neste inventário os insumos relacionados ao consumo de água, energia, combustíveis e substâncias perigosas, bem como a emissão de efluentes sanitários e gases de efeito estufa, a geração de resíduos sólidos e a supressão de vegetação, além de dados sobre o plantio de mudas.

A partir do diagnóstico garantido pelo Inventário, a empresa estabeleceu metas ambientais alinhadas aos Objetivos do Desenvolvimento Sustentável (ODS) para redução de 0,2% a.a., no consumo de

36

água, combustíveis fósseis, energia e emissões de GEE, as quais estão inseridas no Plano de Negócios e Gestão 2018 – 2022.

Com relação ao tema “mudanças climáticas”, anualmente, a empresa contabiliza suas emissões, participando da elaboração do Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa e recentemente se engajou ao projeto em desenvolvimento pelo Cepel denominado “Estratégia de Adaptação à Mudança Climática para as Empresas Eletrobras”.

Em seus processos de licenciamento ambiental, a empresa tem por prerrogativa atuar em observância às legislações ambientais vigentes e respeito às populações atingidas por seus empreendimentos.

O conjunto destas ações demonstra a responsabilidade da empresa com o meio ambiente e torna transparente e público seu compromisso na direção de uma nova economia de baixo carbono, em respeito às futuras gerações.

37

8 BALANÇO SOCIAL (Valores expressos em milhares de reais)

1 - RECURSOS HUMANOS 2017 2016 1.1 - Remuneração Folha de pagamento bruta (FPB) 271.936 251.405 - Empregados* 268.363 247.689 - Administradores 3.573 3.716 Relação entre a maior e a menor remuneração: - Empregados 19,65 18,14 - Administradores 1,00 1,05 1.2 - Benefício Concedidos* Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Valor (mil) % sobre FPB % sobre RLEncargos sociais 91.691 33,72% 4,44% 88.195 35,08% 2,84% Alimentação 23.169 8,52% 1,12% 21.806 8,67% 0,70% Transporte 233 0,09% 0,01% 246 0,10% 0,01% Previdência privada 25.690 9,45% 1,25% 23.486 9,34% 0,76% Saúde 29.926 11,00% 1,45% 25.521 10,15% 0,82% Segurança e medicina do trabalho 1.220 0,45% 0,06% 1.090 0,43% 0,04% Educação ou auxílio creche 5.560 2,04% 0,27% 4.964 1,97% 0,16% Capacitação e desenvolvimento profissional 680 0,25% 0,03% 678 0,27% 0,02%

Outros 104.322 38,36% 0,00% 19.137 7,61% 0,62% Total 282.491 103,88% 5,06% 185.123 73,62% 5,97%1.3 - Composição do Corpo Funcional 2017 2016 Nº de empregados no final do exercício 1.229 1.344 Nº de admissões 14 42 Nº de demissões 129 12 Nº de estagiários no final do exercício 125 118 Nº de empregados portadores de necessidade especiais no final do exercício

32 30

Nº de prestadores de serviços terceirizados no final do exercício 451 396

Nº de empregados por sexo: - Masculino 1.031 1.118 - Feminino 198 226 Nº de empregados por faixa etária: - Menores de 18 anos - - - De 18 a 35 anos 212 281 - De 36 a 60 anos 976 1.013 - Acima de 60 anos 41 50 Nº de empregados por nível de escolaridade: - Analfabetos - - - Com ensino fundamental - - - Com ensino médio 85 103 - Com ensino técnico 462 514 - Com ensino superior 457 486 - Pós-graduados 225 241 Percentual de ocupantes de cargos de chefia, por sexo: - Masculino 88% 90% - Feminino 12% 10% 1.4 - Contigências e passivos trabalhistas: 2017 2016

Nº de processos trabalhistas movidos contra a entidade 1.489 1.680

Nº de processos trabalhistas julgados procedentes 60 80

Nº de processos trabalhistas julgados improcedentes 220 182

Valor total de indenizações e multas pagas por determinação da justiça 12.632 1.556

2 - INTERAÇÃO DA ENTIDADE COM O AMBIENTE EXTERNO Valor (mil) Valor (mil)

2.1 - Relacionamento com a Comunidade Totais dos investimentos em: Educação 2.567 1.987 Cultura 152 290 Saúde e infra-estrutura 336 0 Esporte e lazer 19 70 Geração de trabalho e renda 22 - Outros 9 349 Total dos investimentos 3.105 2.696 Tributos (excluídos encargos sociais) 374.755 742.273 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 9.124 12.590

Total - Relacionamento com a Comunidade 386.984 757.559

2.2 - Interação com os Fornecedores: a seleção de fornecedores segue legislação e normas específicas, com ênfase na Lei das Licitações nº 8.666, de 21/06/1993, Lei nº10.520, de 17/07/2002 e no Decreto nº 5.450, de 31/05/2005. São realizadas pesquisas de satisfação abordando o sistema de cadastramento de fornecedores e o sistema de pregão. É fiscalizado o cumprimento de questões como: treinamento e pagamento de pessoal, uniforme, alimentação, saúde e segurança de pessoal e de terceiros. 3 - INTERAÇÃO COM O MEIO AMBIENTE Valor (mil) % sobre RS % sobre RL Valor (mil) % sobre RS % sobre RL

Investimentos e gastos com manutenção nos processos operacionais para a melhoria do meio ambiente

6.560 0,93% 0,32% 14.219 0,72% 0,46%

Investimentos e gastos com a preservação e/ou recuperação de ambientes degradados

1.187 0,17% 0,06% 2.845 0,14% 0,09%

Investimentos e gastos com a educação ambiental para empregados, terceirizados, autônomos e administradores da entidade

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

Investimentos e gastos com educação ambiental para a comunidade 1 0,00% 0,00% 1 0,00% 0,00%

Investimentos e gastos com outros projetos ambientais 703 0,10% 0,03% 1.402 0,07% 0,05%

Total da Interação com o meio ambiente 8.451 1,20% 0,41% 18.484 0,93% 0,60%

4 - OUTRAS INFORMAÇÕES Receita Líquida (RL) 2.063.386 3.107.716 Resultado do Serviço (RS) 702.817 1.975.974 * Informação de 2016 reapresentada, com exclusão dos valores econômicos relativos a empregados cedidos e que são reembolsados.

38

9 PRINCIPAIS ACONTECIMENTOS

Parceria para investimentos no Rio Grande do Sul

Eletrobras Eletrosul, Shanghai Electric e Clai Fund assinaram o acordo estruturante que prevê investimentos de R$ 3,967 bilhões na implantação de empreendimentos do Lote A, no Rio Grande do Sul. Serão 1,9 mil quilômetros de linhas de transmissão, oito novas subestações e a ampliação de 13 subestações existentes. O sistema aumentará a confiabilidade do fornecimento de energia para a Região Metropolitana de Porto Alegre e estabelecerá um novo ponto de atendimento ao Norte do Estado. Também será fundamental para viabilizar o escoamento de energia de futuros parques eólicos e de projetos termoelétricos. A solenidade de assinatura foi realizada no dia 17 de novembro, no Palácio Piratini.

Teleassistência via satélite

Foram iniciados os testes para comunicação via satélite na operação remota das subestações e usinas da Eletrobras Eletrosul conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O objetivo é aumentar a eficiência e a confiabilidade das atividades de supervisão, comando e controle. Estão sendo testados os satélites da Hughes Communications e da Telebras (primeiro satélite brasileiro) para a teleassistência em tempo real do Centro Regional de Operação de Instalação de Campos Novos (SC) e da Subestação Ivinhema (MS).

Célula solar com maior eficiência

Pesquisa da Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUCRS) em parceria com a Eletrobras Eletrosul desenvolveu células solares com a maior eficiência do Brasil (17,3%), de forma totalmente industrial. Intitulado “Desenvolvimento de Processos Industriais para Fabricação de Células Solares com Pasta de Alumínio e Passivação”, o projeto de P&D ANEEL comprovou que é possível produzir mais potência elétrica com a mesma quantidade de silício.

Adesão ao Comitê Regional “Nós Podemos”

Integrante do Movimento Nacional pela Cidadania e Solidariedade “Nós Podemos Santa Catarina”, a Eletrobras Eletrosul formalizou a participação como signatária do Comitê Regional “Nós Podemos Grande Florianópolis”. O propósito do Comitê Regional é disseminar e realizar, localmente, ações relacionadas aos 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), a partir das diretrizes Estaduais.

Transferência de ativos de geração e de transmissão

Foi iniciado o processo de transferência, para a Eletrobras, da participação acionária detida pela Eletrobras Eletrosul em empreendimentos de geração eólica e de transmissão. Essa operação representa uma das etapas previstas no Plano Diretor de Negócios e Gestão (PDNG 2017-2021), que prevê a quitação de dívidas com a holding e orienta o redirecionamento de metas e projetos da Eletrobras Eletrosul, buscando a reconfiguração dos negócios e a sustentabilidade financeira da empresa.

Hidrelétrica Teles pires atinge geração máxima

Em fevereiro, a Usina atingiu a potência máxima de geração de 1.820 MW – o suficiente para abastecer cinco milhões de consumidores. Essa marca foi possível devido ao aumento das chuvas na região da Hidrelétrica, na divisa do Pará com o Mato Grosso. A Eletrobras Eletrosul detém participação de 24,72% na Companhia Hidrelétrica Teles Pires (CHTP), responsável pelo empreendimento. Também são sócias as empresas Neoenergia (50,56%) e Furnas (24,72%).

39

Hidrelétrica Jirau registra recorde de disponibilidade

No mês de outubro, a Hidrelétrica Jirau alcançou 100% de disponibilidade de geração em atendimento às demandas do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O empreendimento permaneceu como o primeiro do país no ranking do ONS, com média de 99,21%. Considerada a terceira maior hidrelétrica do Brasil, a Usina Jirau possui 50 unidades geradoras em operação comercial com potência instalada de 3.750 MW, capaz de atender 40 milhões de pessoas. A Eletrobras Eletrosul detém participação de 20% na Energia Sustentável do Brasil (ESBR), responsável pelo empreendimento. As empresas Engie (40%), Chesf (20%) e Mizha (20%) também são sócias.

10 PRÊMIOS E RECONHECIMENTOS

Plataforma de Boas Práticas da FAO

O Programa “Hortas Comunitárias” foi incluído na Plataforma de Boas Práticas para o Desenvolvimento Sustentável da FAO, agência da ONU especializada no combate à fome e à pobreza por meio da melhoria da segurança alimentar e do desenvolvimento agrícola. Nesse contexto, a iniciativa da Eletrobras Eletrosul foi reconhecida no eixo temático “Inclusão Sócio-Produtiva”, que trata de articulação intersetorial, da promoção do crescimento e do desenvolvimento econômico.

Certificado de Responsabilidade Social

A Eletrobras Eletrosul recebeu o Certificado de Responsabilidade Social de Santa Catarina 2017, em reconhecimento ao atendimento a requisitos qualitativos e quantitativos de desempenho econômico, social e ambiental, atestando o comprometimento da gestão com o desenvolvimento sustentável. Concedido pela Assembleia Legislativa de Santa Catarina (Alesc), o certificado também foi conquistado em 2011 e 2016.

Melhores e Maiores Exame

Em levantamento especial da Revista Exame, a Eletrobras Eletrosul foi um dos destaques nacionais subindo 192 posições em relação ao ranking de 2016. Na lista das 500 maiores companhias do país em receita líquida, a Eletrobras Eletrosul ocupou o 194º lugar na edição de 2017. No comparativo das 50 maiores estatais, figurou na 21ª posição. No ranking das 100 Maiores da Região Sul, saltou da 56ª posição para o 23º lugar. Entre as empresas com sede em Santa Catarina, a Eletrobras Eletrosul apareceu na sexta posição.

500 Maiores do Sul

No ranking da Revista Amanhã, edição de 2017, a Eletrobras Eletrosul avançou cinco posições no estudo que aponta as 500 Maiores do Sul, ocupando o 15º lugar. Em Santa Catarina, a estatal figurou na quinta posição. Para a classificação das empresas são avaliados receita, lucro e patrimônio.

Green Card Fair Play Awards 2017

A equipe de tênis de mesa apoiada pela Eletrobras Eletrosul e que representou o Brasil nos Jogos Mundiais do Trabalhador (CSIT World Sports Games), na Letônia, foi a grande vencedora do Green Card Fair Play Awards 2017. O time brasileiro foi o único homenageado entre as 16 modalidades, por apresentar o melhor espírito esportivo durante as disputas. Com a conquista, a equipe foi credenciada para os Jogos Mundiais do Trabalhador 2019, na Espanha.

40

11 PERSPECTIVAS

As ações e medidas adotadas em 2017 nos remetem a perspectivas favoráveis para 2018 – e para os anos seguintes. O planejamento empresarial foi revisto no PDNG 2018 – 2022, dando especial atenção a alguns dos “Objetivos do Desenvolvimento Sustentável”: ODS 16 (Paz, Justiça e Instituições Eficazes), ODS 7 (Energia Limpa e Acessível), ODS 9 (Indústria, Inovação e Infrastrutura), ODS 8 (Trabalho Decente e Crescimento Econômico) e ODS 13 (Ação Contra a Mudança Global do Clima).

Em 2018, será consolidada a parceria com a Shanghai Electric e Clai Fund e serão iniciadas as obras dos empreendimentos que compõem o Lote A – um investimento de R$ 3,97 bilhões. Os projetos vão estabelecer um novo ponto de fornecimento eletroenergético no norte do Rio Grande do Sul e aumentarão a confiabilidade do fornecimento de energia na Região Metropolitana de Porto Alegre. Não está prevista, para 2018, a participação em leilões de novos empreendimentos.

Em março, serão iniciadas as atividades do Centro de Serviços Compartilhados (CSC), que exigirão adaptações por parte de todo o corpo funcional. A rede de telecomunicações da empresa será modernizada graças a uma parceria com a Rede Nacional de Ensino e Pesquisa (RNP), que ainda vai beneficiar universidades de toda a área de atuação da empresa. Também será efetivada a incorporação da Transmissora Sul Brasileira de Energia (TSBE), por meio da troca de ações referentes a outros empreendimentos em sociedade com a Companhia Paranaense de Energia (Copel). A transferência das participações em projetos de transmissão para a holding deverá ser finalizada.

Também há desafios conjunturais a serem enfrentados, como a revisão tarifária, a reformulação do marco legal do setor e a possibilidade de democratização do capital da Eletrobras – perspectivas que, definidos os rumos, exigirão grandes esforços por parte da direção e dos empregados. Os esforços também deverão ser concentrados no trabalho a ser realizado em parceria com a Eletrobras e a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE) para definir as ações que vão viabilizar a reestruturação societária entre as duas controladas.

Para 2018, quando a Eletrobras Eletrosul vai comemorar seus 50 anos, serão muitos os desafios e grande o trabalho para superá-los. O compromisso da administração com os processos de conformidade seguirão sendo aprimorados para garantir a transparência de todas as ações realizadas nesse caminho. O corpo funcional, que a cada ano vem superando as adversidades com muita dedicação e criatividade, dá à empresa a segurança de que 2018 será, de fato, um ano a se comemorar.

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

41

Em 2017, a Companhia também contratou a KPMG para a revisão do Relatório de Controle Patrimonial de 2017, bem como revisão das demonstrações financeiras regulatórias.

Agradecimentos O ano de 2017 foi de muitos ajustes e também de muitas metas alcançadas. Não temos a enaltecer apenas as grandes conquistas, mas especialmente as pequenas vitórias cotidianas, alcançadas por meio de muito esforço e da dedicação de um quadro funcional que jamais esmoreceu diante das adversidades. São aos nossos empregados que desejamos, primeiramente, prestar agradecimento.

Pela confiança depositada em nossa empresa, agradecemos também aos nossos clientes e fornecedores, ao Ministério de Minas e Energia, à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ao Operador Nacional do Sistema (ONS), às autoridades municipais, estaduais e federais, aos nossos acionistas e especialmente à Eletrobras.

42

Eletrosul Centrais Elétricas S/A CNPJ/MF nº 00.073.957/0001-68 – NIRE 423.0000271-2

Companhia Fechada

Demonstrações Financeiras Eletrosul Centrais Elétricas S/A Em 31 de dezembro de 2017

43


Companhia Fechada

SUMÁRIO

BALANÇOS PATRIMONIAIS ................................................................................................................................ 45

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ............................................................................................................ 47

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTES ............................................................................. 47

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................................... 48

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ................................................................................................. 49

DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO ............................................................................................... 51

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ................................................................ 52 NOTA 1 – INFORMAÇÕES GERAIS ................................................................................................................. 52 NOTA 2 – CONCESSÕES DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA ......................................... 60 NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS .................................................... 62 NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ........................................................................................... 63 NOTA 5 – ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS ...................................................... 73 NOTA 6 – CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS ..................... 78 NOTA 7 – CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS .................................................................................... 78 NOTA 8 – CLIENTES ........................................................................................................................................... 79 NOTA 9 – ATIVO FINANCEIRO – CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO .............................................. 81 NOTA 10 – CRÉDITOS DE ENERGIA RENEGOCIADOS – LEI Nº 8.727/93 .............................................. 82 NOTA 11 – DIVIDENDOS A RECEBER ............................................................................................................ 82 NOTA 12 – TRIBUTOS A RECUPERAR ........................................................................................................... 83 NOTA 13 – OUTROS ATIVOS ............................................................................................................................ 83 NOTA 14 – TRIBUTOS DIFERIDOS .................................................................................................................. 84 NOTA 15 – ATIVOS E PASSIVOS NÃO CIRCULANTES MANTIDOS PARA VENDA ............................... 86 NOTA 16 – INVESTIMENTOS ............................................................................................................................ 87 NOTA 17 – IMOBILIZADO ................................................................................................................................... 95 NOTA 18 – INTANGÍVEL..................................................................................................................................... 99 NOTA 19 – IMPAIRMENT ................................................................................................................................. 102 NOTA 20 – FORNECEDORES ......................................................................................................................... 103 NOTA 21 – FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS ..................................................................................... 104 NOTA 22 – NOTAS PROMISSÓRIAS ............................................................................................................. 110 NOTA 23 – FUNDO DE INVESTIMENTO EM DIREITOS CREDITÓRIOS – FIDC ................................... 111 NOTA 24 – TRIBUTOS A RECOLHER ............................................................................................................ 112 NOTA 25 – OBRIGAÇÕES ESTIMADAS ........................................................................................................ 113 NOTA 26 – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS .................................................................... 114 NOTA 27 – PROVISÕES PARA RISCOS E CONTINGÊNCIAS.................................................................. 123 NOTA 28 – PROGRAMAS DE P&D E DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ..................................................... 129 NOTA 29 – CONCESSÕES A PAGAR - USO DE BEM PÚBLICO .............................................................. 129 NOTA 30 – PROVISÕES OPERACIONAIS .................................................................................................... 130 NOTA 31 – OUTROS PASSIVOS .................................................................................................................... 131

44


Companhia Fechada

NOTA 32 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO ...................................................... 132 NOTA 33 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO PREVIDENCIÁRIO E SAÚDE ................................................. 133 NOTA 34 – PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................................................................................................................ 139 NOTA 35 – TREINAMENTOS E DESENVOLVIMENTO DE PESSOAL ..................................................... 141 NOTA 36 – INFORMAÇÕES POR SEGMENTO DE NEGÓCIO ................................................................. 142 NOTA 37 – RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ........................................................................................... 143 NOTA 38 – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ................................................................................. 144 NOTA 39 – OUTRAS RECEITAS E DESPESAS ........................................................................................... 145 NOTA 40 – RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ....................................................................................... 146 NOTA 41 – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL ................................................................ 146 NOTA 42 – INSTRUMENTOS FINANCEIROS, GESTÃO DE RISCOS E VALORES JUSTOS .............. 147 NOTA 43 – INVESTIMENTOS AMBIENTAIS ................................................................................................. 153 NOTA 44 – INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES AO FLUXO DE CAIXA ............................................. 154 NOTA 45 – EVENTOS SUBSEQUENTES ...................................................................................................... 154

45


Companhia Fechada

BALANÇOS PATRIMONIAIS

em 31 de dezembro de 2017 e 2016 (em milhares de reais)

ATIVO 2017 2016 2017 2016

NotasCIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 6 15.890 24.169 20.324 36.843 Títulos e valores mobiliários 6 374.255 54.807 374.255 54.807 Clientes 8 252.967 170.737 254.422 182.151 Ativo financeiro - concessões de serviço público 9 677.698 307.196 677.698 310.005 Créditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 10 - 25.814 - 25.814 Dividendos a receber 11 7.205 10.766 7.205 8.259 Tributos a recuperar 12 5.720 17.538 8.619 23.333 Cauções e depósitos vinculados 7 102.038 1.908 102.038 1.908 Desativações, alienações e serviços em curso 35.385 42.303 35.385 43.210 Almoxarifado 34.043 35.042 34.043 35.042 Alienação de ativos a receber - 66.611 - 66.611 Outros ativos circulantes 13 59.250 64.934 58.445 67.899

Ativos não circulantes mantidos para venda 15 83.825 - 98.697 - 1.648.276 821.825 1.671.131 855.882

NÃO CIRCULANTE

Realizável a longo prazoCréditos de energia renegociados - Lei 8.727/93 10 - 736.492 - 736.492 Tributos a recuperar 12 2.011 4.167 2.087 4.167 Ativo fiscal diferido líquido 14 - - - 183.330 Ações preferenciais resgatáveis 16.5 45.661 93.710 - 93.710 Adiantamento para futuro aumento de capital 16.6 411.560 1.090.683 404.667 1.061.904 Ativo financeiro - concessões de serviço público 9 2.772.725 3.047.762 2.782.420 3.127.559 Cauções e depósitos vinculados 7 74.102 40.949 77.130 64.061 Outros ativos não circulantes 13 243.870 226.388 243.888 220.501

3.549.929 5.240.151 3.510.192 5.491.724 Investimentos 16 2.429.357 2.757.776 2.429.357 2.504.708

Imobilizado 17 2.371.859 2.370.526 2.522.385 2.932.739

Intangível 18 140.375 144.877 141.076 197.744

8.491.520 10.513.330 8.603.010 11.126.915

TOTAL DO ATIVO 10.139.796 11.335.155 10.274.141 11.982.797

Controladora Consolidado

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

46


Companhia Fechada

BALANÇOS PATRIMONIAIS

em 31 de dezembro de 2017 e 2016 (em milhares de reais)

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2017 2016 2017 2016

NotasCIRCULANTE Fornecedores 20 90.684 76.528 100.165 127.488

Financiamentos e empréstimos 21 482.463 607.614 486.368 671.007 Notas promissórias 22 - 285.310 - 285.310 Fundo de investimento em direitos creditórios - FIDC 23 1.421 - 1.421 - Folha de pagamento 39.818 37.286 39.932 37.390 Imposto de renda e contribuição social a pagar 3.185 - 5.791 222 Tributos a recolher 24 64.444 37.589 64.812 39.300 Dividendos a pagar 34 81.506 89.808 81.506 90.644 Obrigações estimadas 25 48.164 48.026 48.164 48.042 Benefício pós-emprego 33 7.134 6.833 7.134 6.833 Pesquisa e desenvolvimento 28 33.595 41.772 33.595 42.921 Provisões operacionais 30 57.818 63.607 57.818 63.607 Outros passivos circulantes 31 88.855 83.848 92.126 145.876

Passivos não circulantes mantidos para venda 15 - - 14.872 - 999.087 1.378.221 1.033.704 1.558.640

NÃO CIRCULANTE Financiamentos e empréstimos 21 1.630.116 3.038.479 1.668.271 3.482.177

Fundo de investimento em direitos creditórios - FIDC 23 664.980 - 664.980 - Obrigações estimadas 25 13.885 2.822 13.885 2.822 Passivo fiscal diferido líquido 14 467.010 496.439 467.010 496.439 Provisões para riscos 27 171.434 142.366 171.434 143.911 Benefício pós-emprego 33 85.754 269.396 85.754 269.396 Concessões a pagar - Uso de Bem Público 29 28.587 28.238 28.587 28.238 Ações preferenciais resgatáveis - - 42.629 - Provisões operacionais 30 - 3.584 - 3.584 Outros passivos não circulantes 31 115.208 436.084 149.050 442.985

3.176.974 4.417.408 3.291.600 4.869.552

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 34 Capital social 4.359.226 4.359.226 4.359.226 4.359.226

Reservas de lucros 1.601.352 1.365.128 1.601.352 1.365.128 Ajuste de avaliação patrimonial (51.203) (184.828) (51.203) (184.828) Dividendos adicionais propostos 54.360 - 54.360 -

5.963.735 5.539.526 5.963.735 5.539.526

Participação de não controladores - - (14.898) 15.079

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 10.139.796 11.335.155 10.274.141 11.982.797



47


Companhia Fechada

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016

(em milhares de reais)

Notas 2017 2016 2017 2016

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 37 2.063.386 3.107.716 2.089.070 3.189.162

CUSTO OPERACIONAL 38Energia comprada para revenda (389.078) (283.591) (287.868) (264.124) Pessoal, material e serviços de terceiros (363.038) (312.199) (367.792) (319.359) Depreciação e amortização (118.068) (117.939) (165.887) (167.798) Outros custos (58.434) (38.391) (70.795) (49.484) Custo do serviço prestado a terceiros (3.938) (12.609) (3.938) (12.609) Custo de construção (83.766) (87.148) (84.087) (92.163)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 1.047.064 2.255.839 1.108.703 2.283.625 Despesas operacionais 38 (344.247) (279.865) (351.366) (287.094)

RESULTADO DO SERVIÇO 702.817 1.975.974 757.337 1.996.531

Outras receitas e despesas operacionais Equivalência patrimonial 16.4 146.379 58.103 34.137 240.485 Resultado financeiro, líquido 40 (434.582) (363.909) (477.170) (424.187) Impairment 19 147.358 27.782 304.584 (207.018) Provisão para perdas em investimentos 16.4 (571.105) (39.532) (571.105) (39.532) Outras receitas/despesas 39 462.756 (9.132) 462.756 (9.132) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 453.623 1.649.286 510.539 1.557.147

Imposto de renda e contribuição social correntes 41 (74.654) (345.286) (76.441) (346.535) Imposto de renda e contribuição social diferidos 41 (35.788) (198.631) (87.176) (101.520)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 343.181 1.105.369 346.922 1.109.092

Atribuível a: Acionistas controladores 343.181 1.105.369 343.181 1.105.369 Acionistas não controladores - - 3.741 3.723

ConsolidadoControladora


DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTES Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


2017 2016 2017 2016LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 343.181 1.105.369 346.922 1.109.092

Ajuste de ganhos (perdas) atuariais 202.462 (76.825) 202.462 (76.825) Imposto de renda e contribuição social diferidos (68.837) 21.472 (68.837) 21.472

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 476.806 1.050.016 480.547 1.053.739

Atribuível a: Acionistas controladores 476.806 1.050.016 476.806 1.050.016 Acionistas não controladores - - 3.741 3.723



48


Companhia Fechada

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016 (em milhares de reais)


49


Companhia Fechada

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


Notas 2017 2016 2017 2016ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro antes dos tributos sobre o lucro 453.623 1.649.286 510.539 1.557.147 Despesas (receitas) que não afetam o caixa

Receita de ativo financeiro 37 (468.332) (1.753.845) (487.885) (1.773.270) Amortização de ativo financeiro 9 485.978 204.132 510.194 228.290 Depreciação e amortização 122.433 122.452 170.271 172.330 Amortização de ágio de investimentos 18 8.918 8.919 8.918 8.919 Variação monetária 95.618 (28.978) 95.239 (27.048) Encargos financeiros gerados 364.281 364.596 412.068 414.979 Resultado de participações societárias 16 (146.379) (58.103) (34.137) (240.485) Ajuste a valor presente de tributos 1.976 2.718 1.976 2.718 Redução (provisão) do valor recuperável de ativos (impairment) (147.358) (27.782) (304.584) 207.018 Provisões para perdas em investimentos (35.951) 39.532 (35.951) 39.532 Perdas do ativo permanente (5.930) 213 (5.930) 213 Provisões para riscos 28.321 27.509 28.321 27.509 Provisão para crédito de liquidação duvidosa 4.824 404 4.862 555 Comp. aposentadoria especial/passivo atuarial 2.112 1.486 2.112 1.486 Passivo atuarial 20.110 11.405 20.110 11.405 Plano aposentadoria extraordinária 16.533 - 16.533 - Alienação/alteração de participação em investimentos societários 107.977 - 107.977 - Outros 42.060 39.548 42.060 34.977

Lucro (prejuízo) ajustado 497.191 (1.045.794) 552.154 (890.872)

Acréscimo (decréscimo) nos ativos operacionaisAplicações financeiras (319.448) (15.541) (319.448) (12.759) Clientes (84.660) (17.943) (75.989) (11.679) Tributos a recuperar 31.673 32.458 32.751 27.801 Almoxarifado (5.122) (851) (5.122) (851) Cauções e depósitos vinculados (133.283) 112.956 (136.253) 92.665 Outros créditos (3.838) 70.592 (1.563) 67.879

(514.678) 181.671 (505.624) 163.056 Acréscimo (decréscimo) nos passivos operacionais

Fornecedores 14.156 (11.976) (21.860) 38.851 Folha de pagamento 2.532 96 2.501 85 Imposto de renda e contribuição social a pagar 115.013 38.886 115.013 38.824 Tributos a recolher (115.854) (70.155) (114.736) (70.464) Obrigações estimadas (5.332) (3.544) (5.326) (3.565) Benefício pós-emprego (52) 2.690 (52) 2.690 Pesquisa e desenvolvimento (8.177) 2.831 (8.050) 2.988 Outros passivos (80.286) 10.732 (74.778) (14.838)

(78.000) (30.440) (107.288) (5.429)

Caixa proveniente das atividades operacionais 358.136 754.723 449.781 823.902

Pagamento de encargos financeiros e comissões (468.991) (199.802) (510.554) (242.223) Pagamento de imposto de renda e contribuição social (204.182) - (206.245) (1.160) Recebimento de encargos financeiros 73 222 73 222 Recebimento de créditos de energia renegociados 10 795.824 25.334 795.824 25.334 Depósitos judiciais (26.304) 2.433 (26.304) 2.433

Caixa líquido das atividades operacionais 454.556 582.910 502.575 608.508


50


Companhia Fechada

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


Notas 2017 2016 2017 2016ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Em ativo financeiro 9 (83.766) (87.148) (84.087) (87.964) Em ativo imobilizado (5.621) (67.701) (9.875) (101.224) Em ativo intangível (5.697) (4.471) (5.697) (4.471) Em participações societárias - capital 16 (39.198) (127.483) (39.198) (127.483) Em participações societárias - AFAC 16 (122.135) (319.907) (102.040) (284.437) Aquisição de controle de investidas - - 4.319 - Recebimento de remuneração dos investimentos societários 19.930 12.269 11.980 2.894 Recebimento pela alienação de investimentos societários 74.239 58.104 74.239 58.104 Recebimento pela liquidação de investimentos societários - 1.174 - - Recebimento pela alienação da concessão nº 010/2009 13.446 182.617 13.446 182.617 Outros investimentos (191) (28.941) (8.556) (28.941)

Caixa líquido das atividades de investimentos (148.993) (381.487) (145.469) (390.905)

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOEmpréstimos e financiamentos obtidos 21 - 4.287 - 498.371 Notas promissórias emitidas 22 - 250.000 - 250.000 Fundo de investimento em direitos creditórios - FIDC 23 690.000 - 690.000 - Adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) - - - 7 Pagamento de empréstimos e financiamento - principal 21 (694.889) (254.273) (752.022) (421.413) Pagamento de debêntures - principal - - - (331.600) Pagamento de notas promissórias - principal 22 (250.000) (200.000) (250.000) (200.000) Pagamento de remuneração aos acionistas (52.300) - (54.950) (3.125) Pagamento de dívida de previdência complementar (6.653) (6.490) (6.653) (6.490)

Caixa líquido das atividades de financiamento (313.842) (206.476) (373.625) (214.250)

Variação

Redução (aumento) no caixa e equivalentes de caixa (8.279) (5.053) (16.519) 3.353 Caixa e equivalentes de caixa no início do período 24.169 29.222 36.843 33.490 Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 15.890 24.169 20.324 36.843


As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. Os efeitos não caixa estão demonstrados na nota explicativa nº 44.

51


Companhia Fechada

DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


2017 2016 2017 201601 - CÁLCULO DO VALOR ADICIONADOReceita

Receita de transmissão, geração e serviços 2.755.750 3.211.954 2.796.333 3.299.546 Receita de construção geração 3.873 81.610 3.873 81.610 Receita de construção transmissão 83.766 87.148 84.087 92.163

2.843.389 3.380.712 2.884.293 3.473.319 ( - ) Insumos adquiridos de terceiros

Materiais 9.858 9.590 9.906 11.599 Serviço de terceiros 102.527 110.060 110.384 118.268 Custo de construção geração 3.873 81.610 3.873 81.610 Custo de construção transmissão 83.766 87.148 84.087 92.163 Energia elétrica comprada para revenda 389.078 283.591 287.868 264.124 Seguros 6.225 6.033 6.734 6.707 Reversão da provisão valor recuperável de ativos (impairment) (147.358) (27.782) (304.584) 207.018 Provisão para perdas em investimentos 571.105 39.532 571.105 39.532 Reversão da provisão para riscos 10.379 (6.199) 10.379 (6.199) Outros 108.955 63.507 118.618 72.062

1.138.408 647.090 898.370 886.884 (=) Valor adicionado bruto 1.704.981 2.733.622 1.985.923 2.586.435 ( - ) Depreciação e amortização 122.433 122.452 170.271 172.330 (=) Valor adicionado líquido 1.582.548 2.611.170 1.815.652 2.414.105 (+) Valor adicionado recebido em transferência

Equivalência patrimonial 146.379 58.103 34.137 240.485 Receitas financeiras 131.744 205.491 153.605 211.875

278.123 263.594 187.742 452.360

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 1.860.671 2.874.764 2.003.394 2.866.465

02 - DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADOPessoal

Remuneração/benefícios/FGTS 431.110 343.128 433.513 345.619 Contingência/indenização trabalhista 17.942 33.708 17.942 33.708 Aposentadoria especial/passivo atuarial 22.222 12.891 22.222 12.891

471.274 389.727 473.677 392.218 Governo

Tributos 218.126 170.030 232.838 180.258 Encargos regulatórios 40.418 40.916 42.090 42.561 Encargos sociais 63.300 61.024 63.806 61.858 Contribuição social 34.327 144.876 48.492 119.589 Imposto de renda 91.008 399.041 130.018 328.466

447.179 815.887 517.244 732.732 Financiadores

Encargos sobre tributos 201 1.440 201 1.440 Encargos sobre dividendos 8.790 5.418 8.790 5.418 Encargos de dívidas 410.119 438.415 459.551 488.798 Variações monetárias 62.543 11.753 62.164 12.731 Alugueis 14.584 9.463 17.156 11.538 Outras despesas financeiras 73.891 97.292 88.780 112.498

570.128 563.781 636.642 632.423 Acionistas

Dividendos mínimos declarados 81.506 45.741 81.506 45.741 Dividendos adicionais propostos 54.360 - 54.360 - Lucro retido 236.224 1.059.628 236.224 1.059.628 Participação de não controladores - - 3.741 3.723

372.090 1.105.369 375.831 1.109.092

VALOR ADICIONADO DISTRIBUÍDO 1.860.671 2.874.764 2.003.394 2.866.465



52


Companhia Fechada

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017

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

NOTA 1 – INFORMAÇÕES GERAIS

1.1 A COMPANHIA

A Eletrosul Centrais Elétricas S/A ("Eletrosul" ou "Companhia"), com sede na Rua Deputado Antonio Edu Vieira, 999, Bairro Pantanal, CEP 88040-901, na cidade de Florianópolis, estado de Santa Catarina, é uma concessionária de serviço público e produtora independente de energia elétrica. A Companhia é uma sociedade de economia mista federal, de capital fechado, controlada das Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, vinculada ao Ministério das Minas e Energia. Foi constituída em 23 de dezembro de 1968, tendo como atividades preponderantes a transmissão, a geração e a comercialização de energia elétrica nos três estados do Sul e no Mato Grosso do Sul. A comercialização de energia é realizada com consumidores livres e comercializadoras de todo o Brasil. Os ativos da Eletrosul e das Sociedades controladas e/ou com controle compartilhado estão apresentados na nota nº 2. As participações societárias em outras sociedades com controle e/ou controle compartilhado estão apresentados na nota nº 16. A Administração entende que as Demonstrações Financeiras foram preparadas no pressuposto da continuidade operacional normal dos negócios da Companhia.

1.2 EMPRESAS CONTROLADAS

Uirapuru Transmissora de Energia S/A - com sede em Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em agosto de 2004 para a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 525 kV, Ivaiporã (PR) - Londrina (PR).

Livramento Holding S/A - com sede em Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em novembro de 2011 e tem como objetivo único participação em Sociedades de Propósito Especifico, constituídas para exploração dos empreendimentos Cerro Chato IV, V e VI, Cerro dos Trindade e Ibirapuitã I, todos localizados no estado do Rio Grande do Sul. Em 28 de dezembro de 2017, com a alteração do acordo de acionistas, a participação acionária passou de 59% para 78%.

Paraiso Transmissora de Energia S/A (em fase pré-operacional) - com sede em Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em dezembro de 2014 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 230 kV Chapadão – Paraiso 2, linha de transmissão 230 kV Campo Grande 2 – Paraiso 2, subestação 230/138 kV Paraiso 2 e seccionamento da linha de transmissão 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão – Paraiso 2, todas as instalações no estado de Mato Grosso do Sul.

1.3 EMPRESAS CONTROLADAS EM CONJUNTO

ESBR Participações S/A - com sede no município do Rio de Janeiro, estado do Rio de Janeiro, a empresa foi constituída em agosto de 2008 e tem como objetivo único participação na Sociedade de Propósito Específico Energia Sustentável do Brasil S/A, cuja atividade é a construção, operação e manutenção da usina hidrelétrica Jirau, localizada no estado de Rondônia, para geração de energia elétrica.

53


Companhia Fechada

Teles Pires Participações S/A - com sede no município do Rio de Janeiro, estado do Rio de Janeiro, a empresa foi constituída em novembro de 2011 e tem como único objetivo participação na Sociedade de Propósito Específico Companhia Hidrelétrica Teles Pires, cuja atividade é a construção, operação e manutenção da usina hidrelétrica Teles Pires, localizada no Rio Teles Pires entre os estados de Mato Grosso e Pará, para geração de energia elétrica.

Costa Oeste Transmissora de Energia S/A - com sede no município de Curitiba, estado do Paraná, a empresa foi constituída em dezembro de 2011 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 230/138 kV, Cascavel Oeste - Umuarama (PR).

Marumbi Transmissora de Energia S/A - com sede no município de Curitiba, estado do Paraná, a empresa foi constituída em dezembro de 2011 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 525 kV Curitiba - Curitiba Leste (PR) e subestação Curitiba leste 525/230 kV (3+1 res.) x 224 MVA.

Transmissora Sul Brasileira de Energia S/A - com sede no município de Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em dezembro de 2011 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 230 kV Nova Santa Rita - Camaquã 3; linha de transmissão 230 kV Camaquã 3 - Quinta; linha de transmissão 525 kV Salto Santiago - Itá; linha de transmissão 525 kV Itá - Nova Santa Rita; subestação Camaquã 3 230/69 kV.

Transmissora Sul Litorânea de Energia S/A - com sede no município de Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em dezembro de 2011 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo, linha de transmissão 525 kV Povo Novo – Marmeleiro, linha de transmissão 525 kV Marmeleiro – Santa Vitória do Palmar; subestação Santa Vitória do Palmar 525/138 kV e Subestação Povo Novo 525/230 kV.

Fronteira Oeste Transmissora de Energia S/A – (em fase pré-operacional) com sede no município de Florianópolis, estado de Santa Catarina, a empresa foi constituída em dezembro de 2013 e tem como objetivo exclusivo a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 230 kV Santo Ângelo – Maçambara, linha de transmissão 230 kV Pinhalzinho – Foz do Chapecó, C1 – linha de transmissão 230 kV Pinhalzinho – Foz do Chapecó, C2. – subestação 230/138 kV Santa Maria 3 e subestação 230/138 kV Pinhalzinho.

Empresa Transmissora do Alto Uruguai S/A - Etau – com sede no município do Rio de Janeiro, estado do Rio de Janeiro, a empresa foi constituída em maio de 2002, para a construção, operação e manutenção da linha de transmissão 230 kV, Campos Novos (SC) – Barra Grande (SC) – Lagoa Vermelha (RS) – Santa Marta (RS) e subestação Lagoa Vermelha 2 230/138KV.

1.4 COMBINAÇÃO DE NEGÓCIOS EM BASES PROVISÓRIAS

Política contábil: nota explicativa 4.2.16.

Chuí Holding S/A

Em 28 de dezembro de 2017, a controlada Eletrosul concluiu a capitalização na Chuí Holding S/A do montante de R$ 431.913 mil aportados nessa SPE a partir de 06/2014 e que estavam registrados como adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC). Esses AFAC foram realizados pela Eletrosul para a conclusão dos parques eólicos e não foram acompanhados pelo outro acionista da SPE, Brave Winds Geradora S/A controlada pela Brasil Energia Renovável - Fundo de Investimento em Participações (FIP). Dessa forma, a participação acionária da Eletrosul passou de 49% para 86,57%, decorrente da diluição do capital. Os AFAC foram convertidos em ações ON pelo valor de R$1,00/ação. Também na mesma data, a Companhia cedeu em permuta para a Acionista Brave Winds Geradora III S/A, o montante de 50.228.188 ações ordinárias, equivalentes a 8,57% do capital da Chuí Holding, tendo como contrapartida 101.925.081 ações ordinárias da SPE Santa Vitória do Palmar Holding S/A, equivalentes a 24,37% do capital da referida SPE. Após a capitalização e cessão, que representou uma contraprestação efetivamente transferida de R$ 338.608 mil, a Eletrosul passou a deter o controle da Chuí Holding S/A,

54


Companhia Fechada

com 78% do capital. A permuta de ações busca a uniformização das participações dos acionistas e preservar direitos acordados entre os mesmos.

ContraprestaçãoEm 28 de dezembro de 2017

Contraprestação efetivamente transferida 338.608 Valor justo da participação acionária mantida antes da combinação de negócios 192.315

530.923

Valores reconhecidos de ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidosCaixa e equivalentes de caixa 61.103 Contas a receber 10.892 Impostos a recuperar 595 Outras contas a receber 255 Fundos vinculados 17.062 Imobilizado 664.997 Intangível 17.380 Empréstimos e financiamentos (327.528) Contas a pagar de fornecedores (1.946) Obrigações fiscais (2.868) Outras contas a pagar (47.463)

Total dos ativos identificáveis líquidos (78%) 392.479

Participação de minoritários (22%) (86.345) Ativo de concessão 224.789

530.923

Em 29 de dezembro de 2017, a Companhia e a Brave Winds Geradora S/A integralizaram as ações detidas no capital da Chuí Holding S/A, equivalentes a 100% do capital da SPE, no capital social de Santa Vitória do Palmar Holding S/A. A partir desse momento a Chuí Holding S/A passou a ser uma subsidiaria integral da Santa Vitória do Palmar Holding S/A. Essa reestruturação societária não teve impacto nas participações societárias dos acionistas, uma vez que eram as mesmas nas duas SPE, 78% Eletrosul e 22% Brave Winds III S/A e visou consolidar a geração de caixa dessas SPE otimizando o pagamento das dívidas e debêntures das mesmas.

A combinação de negócios gerou ativo de concessão de R$ 224.789 mil, registrado no subgrupo investimentos. O ativo de concessão representa a diferença entre o valor do negócio (contraprestação transferida = integralização dos AFAC e permuta de ações) e o valor justo dos ativos identificáveis deduzido do valor justo dos passivos assumidos.

Os valores contabilizados estão com base em avaliação provisória da alocação do preço de compra. A Companhia efetuará a avaliação final da aquisição e eventuais ajustes, se houver, serão contabilizados de forma retrospectiva, conforme prevê o CPC 15 – Combinação de Negócios.

O negócio não envolveu desembolsos financeiros, somente a capitalização de AFAC que já tinham sido realizados para a conclusão do empreendimento e permuta de ações, sem torna, de forma linearizar a participação da Eletrosul nas três SPEs (Livramento, Chuí e Santa Vitória do Palmar). O aumento do valor do investimento por causa da apuração de ativo de concessão foi ajustado na sequência pela provisão para perdas de investimentos.

Santa Vitória do Palmar Holding S/A

Em 28 de dezembro de 2017, a controlada Eletrosul concluiu a capitalização na Santa Vitória do Palmar Holding S/A do montante de R$ 37.945 mil, nessa SPE a partir de 06/2014 e que estavam registrados como adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC). Esses AFAC foram realizados pela Eletrosul

55


Companhia Fechada

para a conclusão dos parques eólicos e não foram acompanhados pelo outro acionista da SPE, Brave Winds Geradora S/A controlada pela Brasil Energia Renovável - Fundo de Investimento em Participações (FIP). Dessa forma, a participação acionária da Eletrosul passou de 49% para 53.63%, decorrente da diluição do capital. Os AFAC foram convertidos em ações ON pelo valor de R$1,00/ação. Também na mesma data, a Companhia recebeu em permuta com a Acionista Brave Winds Geradora S/A, o montante de 101.925.081 ações ordinárias da Santa Vitória do Palmar Holding S/A, equivalentes a 24,37% do capital da referida SPE, em contrapartida à cessão de 50.228.188 ações ordinárias da Chuí Holding S/A, equivalentes a 8,57% do capital dessa SPE. Após a capitalização e permuta de ações, que representou uma compra vantajosa de R$ 33.335 mil e contraprestação efetivamente recebida de R$ 65.528 mil, a Eletrosul passou a deter o controle com 78% do capital da Santa Vitória do Palmar Holding S/A.A permuta de ações busca a uniformização das participações dos acionistas e preservar direitos acordados entre os mesmos.

Em 29 de dezembro de 2017, com a capitalização das ações detidas pelas acionistas, a Chuí Holding passou a ser subsidiária integral de Santa Vitória do Palmar.


Contraprestação efetivamente transferida 65.528 Valor justo da participação acionária mantida antes da combinação de negócios 167.045 Compra vantajosa 33.335

265.908

Valores reconhecidos de ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidosCaixa e equivalentes de caixa 145.618 Contas a receber 31.515 Impostos a recuperar 1.780 Outras contas a receber 954 Fundos vinculados 61.634 Imobilizado 1.659.686 Intangível 55.228 Empréstimos e Financiamentos (942.851) Debêntures (114.928) Ressarcimento por geração reduzida (87.461) Contas a pagar de fornecedores (35.708) Obrigações Fiscais (8.043) Provisões passivas (20.460) Outras contas a pagar (9.911)


Capitalizção de ações detidas em Chui após a combinação de negócios (308.993) Participação de minoritários (22%) (162.152)

265.908


O negócio não envolveu desembolsos financeiros, somente a capitalização de AFAC que já tinham sido realizados para a conclusão do empreendimento e permuta de ações, sem torna, de forma linearizar a participação da Eletrosul nas três SPEs (Livramento, Chuí e Santa Vitória do Palmar).

56


Companhia Fechada

Livramento Holding S/A

Em 28 de dezembro de 2017, a controlada Eletrosul concluiu a capitalização na Livramento Holding S/A do montante de R$ 221.465 mil, nessa SPE a partir de 06/2014 e que estavam registrados como adiantamento para futuro aumento de capital (AFACs). Esses AFACs foram realizados pela Eletrosul para a conclusão dos parques eólicos e não foram acompanhados pelo demais acionistas da SPE, Brasil Energia Renovável - Fundo de Investimento em Participações (FIP) e Elos – Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social. Dessa forma, a participação acionária da Eletrosul passou de 59% para 73,84%, decorrente da diluição do capital. Também na mesma data, em decorrência do acordo de acionistas, a Companhia recebeu em permuta da Acionista Brasil Energia Renovável – Fundo de Investimento em Participação (FIP), o montante de 20.481.425 ações ordinárias, equivalentes a 4,16% do capital da Livramento Holding S/A. Após a capitalização e recebimento de ações, que representou uma contraprestação efetivamente transferida de R$ 223.183 mil , a Eletrosul passou a deter o controle, com 78% do capital da Livramento Holding S/A. Esse percentual considera as ações da Elos, equivalentes a 3,2% do capital da SPE, cuja a transferência para a Eletrosul está em discussão arbitral. A permuta de ações busca a uniformização das participações dos acionistas e preservar direitos acordados entre os mesmos.


Contraprestação efetivamente transferida 223.183 Valor justo da participação acionária mantida antes da combinação de negócios 24.355

247.538

Valores reconhecidos de ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidosCaixa e equivalentes de caixa 4.319 Contas a receber 1.809 Impostos a recuperar 2.974 Outras contas a receber 80 Fundos vinculados 3.028 Imobilizado 151.221 Empréstimos e financiamentos (42.059) Contas a pagar de fornecedores (7.233) Obrigações fiscais (2.923) Outras contas a pagar (69.937)


Participação de minoritários (22%) (9.081) Ativo de concessão 215.340

247.538

A combinação de negócios gerou ativo de concessão de R$ 215.340 mil, registrado no subgrupo investimentos. O ativo de concessão representa a diferença entre o valor do negócio (contraprestação transferida = integralização dos AFACs e permuta de ações) e o valor justo dos ativos identificáveis deduzido do valor justo dos passivos assumidos.


O negócio não envolveu desembolsos financeiros, somente a capitalização de AFAC que já tinham sido realizados para a conclusão do empreendimento e permuta de ações, sem torna, de forma linearizar a participação da Eletrosul nas três SPEs (Livramento, Chuí e Santa Vitória do Palmar). O aumento do

57


Companhia Fechada

valor do investimento por causa da apuração de ativo de concessão foi ajustado na sequência pela provisão para perdas de investimentos.

1.5 ALIENAÇÃO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS

Em 29 de dezembro de 2017, após o atendimento de todas as condições, previstas nos Termos de Dação em Pagamento firmado com sua controladora a Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, a Companhia concluiu a alienação da totalidade da participação societária nas seguintes Sociedades de Propósito Especifico - SPEs, conforme a seguir demonstrado:

Valor da operação 30/09/2017

Total do Investimento

Ganho (perda) na alienação das investidas

Perda líquida na combinação de

negócios/alienação

Santa Vitória do Palmar Holding S/A 586.493 574.902 11.591 (24.086) Eólica Hermenegildo I S/A 121.704 110.539 11.165 - Eólica Hermenegildo II S/A 128.618 111.658 16.960 - Eólica Hermenegildo III S/A 88.429 87.354 1.075 - Eólica Chui IX S/A 31.785 28.774 3.011 - Total 957.029 913.227 43.802 (24.086)

Efeito no Patrimônio Líquido Efeito no Resultado

Foi aprovada pela Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (SEST) a transferência de SPEs e ativos próprios para a Eletrobras. Em relação às aprovações das operações, foram assinados dois termos de dação, sendo que o primeiro contemplou os investimentos nas SPE acima detalhadas e aquelas mantidas para venda descritas na nota 15. O segundo termo contemplou os ativos Corporativos Eólicos, que encontram-se pendentes de anuências da ANEEL e dos credores.

1.6 PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

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

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

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

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

https://www.legisweb.com.br/legislacao/?legislacao=249914

58


Companhia Fechada

O valor contábil ajustado, até então mantido pelo custo histórico, dos gastos relacionados ao investimento, ampliações e/ou melhorias em certos ativos da concessão prorrogada era de R$ 518.211 mil, referente a ativos de transmissão da rede básica dos serviços existentes.

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

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

Em 14 de outubro de 2016, a ANEEL submeteu à Audiência Pública nº 068/2016, a Nota Técnica nº 336/2016 de 06 de outubro de 2016 que estabeleceu os procedimentos a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016.

A remuneração desses ativos, de acordo com a Portaria nº 120 e a Nota Técnica nº 336/2016, seria da seguinte forma:

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

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

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

Em 31 de dezembro de 2017, os valores atualizados estão apresentados no quadro abaixo:

Transmissão 2017 2016Rede básica - RBSE - saldo histórico ajustado 518.211 518.211 Valor adicional 488.832 488.832 Valor Homologado pela ANEEL 1.007.043 1.007.043 Atualização - IPCA e remuneração 1.380.621 1.109.416 Amortização pela RAP (242.624) - Valor total do ativo financeiro atualizado 2.145.040 2.116.459

Efeito Resultado em 2017Receita operacional 273.326 1.596.127 Provisão de IRPJ/CSLL (92.931) (542.683) Efeito líquido 180.395 1.053.444

A contabilização foi realizada com base nas premissas acima definidas, considerando a interpretação no que se refere à Portaria MME 120/2016 e a Nota Técnica 336/2016, visando refletir nessas informações financeiras a mais adequada situação patrimonial e de resultado.

A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE) ingressou com ação na Justiça, com pedido de liminar, contra a ANEEL e a União Federal, questionando as indenizações às transmissoras que renovaram antecipadamente as concessões em 2013.

59


Companhia Fechada

Em 10 de abril de 2017, foi proferida liminar, sem julgamento de mérito, a favor da ABRACE no âmbito do citado processo judicial atendendo parcialmente ao pleito da ABRACE determinando que “a ANEEL exclua a parcela dita de “remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, ainda não amortizados e nem depreciados, prevista no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783/2013, devendo incidir sobre o montante apenas a atualização”.

Assim, em cumprimento à decisão liminar a ANEEL recalculou uma nova RAP para o ciclo tarifário 2017-2018, a vigorar entre 1º de julho de 2017 e 30 de junho de 2018. No entanto, a exclusão da parcela objeto da liminar (a remuneração excedente à inflação) foi estendida a todos os usuários do sistema de transmissão e não apenas aos reclamantes, em razão da impraticabilidade alegada pela ANEEL de segregação dos componentes tarifários e da irreversibilidade dos efeitos provocados, segundo o Despacho n° 1.779 da ANEEL de 20 de junho de 2017.

Diante do exposto e em atendimento à citada liminar, com base nos valores homologados pela ANEEL, dos ativos reversíveis não amortizados previstos no art. 15 § 2º, da Lei nº 12.783/2013, nos critérios estabelecidos pela Resolução Normativa nº 762, de 2017 e no Despacho nº 1.779, de 2017, foi calculado o custo de capital de que trata a Portaria MME nº 120, de 2016, que passará a compor a RAP das concessionárias de transmissão abrangidas pela Lei nº 12.783, de 2013, a partir do ciclo 2017-2018. Tais valores estão demonstrados na Nota Técnica nº 183/2017 da ANEEL de 22 de junho de 2017.

Baseado na opinião legal dos advogados externos, a Companhia entende que as decisões tomadas até o momento não interferem no direito de receber a remuneração dos ativos estabelecida pela Lei 12.973/2013 e pela Portaria MME n° 120/2016, que concedeu o direito de receber tais montantes, mesmo que seja na instância do Governo Federal. Assim, a Companhia entende que não existe evidência objetiva para reconhecimento de impairment em relação a esses ativos reconhecidos.

Apesar disto, em 30 de junho de 2017, a Companhia reclassificou para o ativo não circulante o montante do KE, que atualizado em 31 de dezembro de 2017 totalizava R$ 474.334 mil referente a parcela objeto da liminar conforme calculado pela ANEEL, visto que enquanto perdurarem os efeitos dessa decisão liminar não há expectativa de recebimento de tais valores no ciclo tarifário 2017-2018.

1.7 REESTRUTURAÇÃO SOCIETÁRIA ENTRE ELETROSUL E CGTEE

Em 29 de setembro de 2017, o Conselho de Administração da Eletrobras aprovou o início da reestruturação societária entre as subsidiárias Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) e a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE), visando obtenção de sinergia operacional, tributária, econômico - financeira e societária, conforme diretrizes estabelecidas pelo Plano Diretor de Negócios e Gestão - PDNG 2017/2021.

A conclusão da referida reestruturação societária dependerá da observância das exigências legais e contratuais e aprovações pelos órgãos regulatórios e governamentais.

1.8 ACORDO ESTRUTURANTE DOS INVESTIMENTOS NO LEILÃO 004/2014-ANEEL LOTE A

Em 17 de novembro de 2017, a Companhia assinou Acordo Estruturante dos investimentos previstos no Leilão 004/2014 ANEEL Lote A, com a Shanghai Electric Group Co. Ltda. e CHINA-LAC Industrial Cooperation Investiment Fund Co. Ltd. com a interveniência da Eletrobras.

O referido acordo tem por objetivo a transferência de 100% (cem por cento) dos empreendimentos de transmissão de energia elétrica, objeto do contrato de concessão ANEEL nº 001/2015, para Sociedade de Propósito Especifico (SPE) a ser criada pela Shanghai Electric, bem como as condições para a constituição de parceria futura na referida SPE. A referida transferência depende da aprovação pelos órgãos regulatórios brasileiros, conforme legislação aplicável.

60


Companhia Fechada

1.9 REVISÃO TARIFÁRIA - NOTA TÉCNICA ANEEL 160/2017-SRM-ANEEL

Em 22 de setembro de 2017, a ANEEL emitiu a Nota Técnica 160/2017 que trata da revisão periódica das receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão de energia elétrica: custos operacionais regulatórios.

A revisão poderá ter efeito sobre as tarifas do contrato nº 057/2001 a partir do ciclo tarifário 2018/2019.

Considerando que na data de encerramento destas demonstrações financeiras não ocorreu a finalização do processo de revisão tarifária por parte da ANEEL, caso ocorra algum efeito contábil, estes serão avaliados para as demonstrações financeiras do exercício de 2018.

NOTA 2 – CONCESSÕES DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

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

2.1 USINAS DA COMPANHIA

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

EmpreendimentosOperação comercial Local

Potência instalada

Concessão/ permissão

Vencimento da concessão

(não auditado)Usinas Hidrelétricas (UHE)

UHE Passo São João 2012 Roque Gonzales (RS) 77,00 MW 08/2006 08/2041UHE Governador Jayme Canet Júnior (49%)

2012 Telêmaco Borba/Ortigueira (PR) 177,94 MW 07/2007 07/2042

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Usina Solar FotovoltaicaMegawatt Solar1 2014 Florianópolis (SC) 0,93 MW - -

476,02 MW (1) Empreendimento abordado pela Resolução Normativa da ANEEL nº 390/2009.

Além dos empreendimentos citados acima a Companhia tem autorização para construção da PCH Santo Cristo, que se encontra em fase de licença de instalação, e da PCH Coxilha Rica, que está com o início de construção e operação indefinido em função de parecer negativo do Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional – IPHAN.

61


Companhia Fechada

2.2 USINAS DAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Empresa Partic. Usinas LocalizaçãoPotência instalada

Operação comercial

Concessão/ permissão

Vencimento concessão/ permissão

Usinas HidrelétricasESBR Participações

20,00% UHE Jirau Rio Madeira (RO) 3.750 MW 09/2013 08/2008 08/2043

Teles Pires Participações 24,72% UHE Teles Pires Rio Teles Pires (MT) 1.820 MW 11/2015 06/2011 06/2046

Usinas Eólicas

Cerro Chato IV Sant'Ana do Livramento (RS) 10 MW - 03/2012 03/2047Cerro Chato V Sant'Ana do Livramento (RS) 12 MW - 03/2012 03/2047Cerro Chato VI Sant'Ana do Livramento (RS) 24 MW - 02/2012 02/2047Cerro dos Trindade Sant'Ana do Livramento (RS) 8 MW - 03/2012 03/2047Ibirapuitã Sant'Ana do Livramento (RS) 25,2 MW 08/2015 02/2012 02/2047

78,00%Livramento*

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

2.3 SISTEMAS DE TRANSMISSÃO DA COMPANHIA

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

Contrato de concessão Linhas de transmissão/subestações Extensão

(km)

Capacidade de transformação

(MVA)

Data da concessão

Vencimento da concessão

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

9.513,31 22.471,10 12/2012 12/2042

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

371,90 - 02/2004 02/2034

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

357,80 2.016,00 03/2005 03/2035

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

257,43 672,00 04/2006 04/2036

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

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

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

- 729,00 10/2010 10/2040

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

32,70 - 10/2010 10/2040

002/2011 Subestação Foz do Chapecó 230/138 kV. 231,32 150,00 06/2011 06/2041

008/2014 SE Ivinhema 2 230/138 kV (ampliação). - 300,00 01/2014 01/2044

023/2014 1 conversora de frequência e linhas de transmissão de 132 kV. 12,50 239,70 12/2014 07/2021

ECE 554/20103 Interconexão Brasil-Uruguai: LT 525 kV Candiota/Melo e LT 230 kV Presidente Médici - Candiota. 62,80 - 02/2010 02/2040

(1) Contrato de concessão renovado por 30 anos nas condições da Lei nº 12.783/13. Dos totais da concessão, foram renovados 9.426,38 km e 21.413,10 MVA. (2) SE Biguaçu já computada no total de subestações do contrato 057/2001. (3) Cessão parcial, pela Eletrobras à Eletrosul, dos direitos e obrigações oriundos do contrato nº ECE-554/2010, firmado com a UTE - Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas, relativos à construção e operação das linhas de transmissão acima descritas.

62


Companhia Fechada

2.4 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Empresa Partic. Linha de transmissão Extensão (KM) ConcessãoVencimento

da concessão(não auditado)

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

Fronteira Oeste* 51,00%

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

273,0 01/2014 01/2044

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

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

788,0 05/2012 05/2042

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

468,0 08/2012 08/2042

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

283,0 02/2015 02/2045

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

Empresa Partic. Subestação Capac. transf. ConcessãoVencimento

da concessão(não auditado)

Costa Oeste 49,00% SE Umuarama 230/138 kv 300 MVA 01/2012 01/2042SE Lagoa Vermelha 2 230/138 kv 300 MVA 12/2002 12/2032SE Barra Grande 230/138 kv - 12/2002 12/2032SE Pinhalzinho 230/138 kV 450 MVA 01/2014 01/2044SE Santa Maria 3 230/138 kV 166 MVA 01/2014 01/2044

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

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

TSLE 51,00%

Etau 27,42%

Fronteira Oeste*

51,00%

* Em fase pré-operacional.

NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

3.1 AUTORIZAÇÃO PARA CONCLUSÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Em 13 de março de 2018, a Diretoria Executiva autorizou a conclusão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, submetendo-as nesta data à aprovação do Conselho de Administração e à apreciação do Conselho Fiscal. Acompanhadas da proposta do Conselho de Administração e do parecer do Conselho Fiscal, serão submetidas à aprovação da Assembleia Geral Ordinária dos acionistas. Após a sua emissão, somente os acionistas têm o poder de alterar as demonstrações financeiras.

3.2 DECLARAÇÃO DE CONFORMIDADE

As demonstrações financeiras individuais e consolidadas foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP), considerando o custo histórico como base de valor, bem como o valor justo para alguns ativos e passivos financeiros, compreendendo as disposições da legislação societária prevista na Lei nº 6.404/76 e os demais pronunciamentos, interpretações e orientações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis.

Detalhes sobre as políticas contábeis do Grupo estão apresentados na nota nº 4.

Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem àquelas utilizadas pela Administração na sua gestão.

63


Companhia Fechada

3.3 MOEDA FUNCIONAL E MOEDA DE APRESENTAÇÃO

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

3.4 DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO - DVA

As demonstrações do valor adicionado ‐ DVA apresentam informações relativas à riqueza criada pela Companhia e suas controladas (consolidado) à forma como tais riquezas foram distribuídas. Essas demonstrações foram preparadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado e são apresentadas como informação suplementar, uma vez que sua apresentação não é requerida pela legislação societária brasileira para companhias de capital fechado.

3.5 RESULTADO POR SEGMENTO

As informações por segmento de negócios estão apresentadas em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 22 – Informações por Segmento (vide nota nº 36) e são evidenciadas como informação suplementar, uma vez que sua apresentação não é requerida pela legislação societária brasileira para companhias de capital fechado. A Administração da Companhia definiu os segmentos de negócios adotados para a gestão conforme a seguir:

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

II. Transmissão – contratos renovados: o segmento de negócio “Transmissão – contratos

renovados” representa os negócios de transmissão oriundos do contrato de concessão ANEEL 57/2001, renovado por 30 anos, nas condições da Lei nº 12.783/2013.

III. Transmissão – contratos não renovados: o segmento de negócio “Transmissão – contratos

não renovados” representa os negócios de transmissão oriundos dos contratos de concessão e de autorizações da ANEEL que ainda não passaram por processo de renovação.

NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

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

4.1 BASE DE CONSOLIDAÇÃO

As Demonstrações Financeiras consolidadas incluem informações da Companhia e das seguintes controladas:

Controlada Atividade 2017 2016Chuí IX* Geração - 99,99%Hermenegildo I* Geração - 99,99%Hermenegildo II* Geração - 99,99%Hermenegildo III* Geração - 99,99%Livramento* Geração 78,00% -Paraíso Transmissão 100,00% 100,00%Uirapuru Transmissão 75,00% 75,00%

Participação no capital (%)

*As participações detidas pela Companhia em Chui IX, Hermenegildo I, II e III, foram transferidas para a Eletrobras

64


Companhia Fechada

em 29 de dezembro de 2017, conforme nota 1.5. Na mesma data, a Companhia aumentou a participação acionária na SPE Livramento, adquirindo o controle acionário, conforme descrito na nota 1.4.

Na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas, foram utilizadas as demonstrações financeiras das sociedades controladas de 31 de dezembro de 2017. Nas transações entre companhias, são eliminados os saldos e ganhos não realizados em transações entre empresas do grupo. Os prejuízos não realizados também são eliminados, a menos que a operação forneça evidências de perda (impairment) do ativo transferido. As políticas contábeis das controladas são alteradas quando necessário para assegurar a consistência com as políticas adotadas pela Companhia. A nota nº 16 apresenta todas as informações financeiras sobre os investimentos da Companhia.

A investida é reconhecida como controlada quando há, agregadamente: a) poder individual sobre a investida; b) exposição a, ou direitos sobre, retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento; e c) capacidade de utilizar seu poder sobre a investida para afetar o valor de seus retornos.

Os ativos e passivos de controladas com compromisso de plano de vendas são classificados no balanço patrimonial consolidado como mantidos para venda.

4.2 INSTRUMENTOS FINANCEIROS

4.2.1 Caixa e equivalentes de caixa

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

4.2.2 Títulos e valores mobiliários

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

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

4.2.3 Cauções e depósitos vinculados

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

4.2.4 Clientes

Corresponde aos valores a receber de clientes pela venda de energia, liquidação de energia na CCEE, prestação de serviços e uso do sistema de transmissão. Estão reconhecidos com base no regime de competência, atualizados quando aplicável e contratualmente exigido. A Companhia reconhece as perdas em créditos de liquidação duvidosa sempre que houver evidências que o valor não é recuperável. As contas a receber de clientes são apresentadas e ajustadas pela provisão para créditos de liquidação duvidosa “PCLD” (vide nota nº 8 – clientes e nota nº 42.3 – risco de instrumentos financeiros).

65


Companhia Fechada

4.2.5 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

A PCLD é reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as prováveis perdas na realização de contas a receber de clientes. Para a constituição da PCLD, se há saldo a receber de clientes com débitos relevantes (acima de 10% do total da carteira de clientes) este é analisado de forma individual, considerando a experiência da Administração em relação às perdas efetivas, existência de garantias reais, renegociação dos débitos e situação de concordata ou falência. Para os demais casos, é considerado o histórico do comportamento de pagamento dos clientes dentro de faixas de vencimento do débito, com parâmetros, de modo geral, equivalentes ao recomendado pela ANEEL. Os registros em perdas efetivas são efetuados depois de esgotadas todas as ações de cobrança administrativa e/ou judicial, e obedecem ao estabelecido na legislação fiscal em vigor (vide nota 8).

4.2.6 Ativo financeiro da concessão

As premissas utilizadas pela Companhia para a determinação do ativo financeiro são as seguintes:

(i) Ativo Financeiro Indenizável - a Companhia reconheceu em suas demonstrações financeiras o valor residual dos ativos de transmissão ainda não amortizados como ativo financeiro, determinado com base nas taxas de depreciação aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

(ii) Ativo Financeiro Amortizável pela RAP – A Companhia reconheceu em suas demonstrações

financeiras como ativo financeiro amortizável a diferença entre o valor total líquido da infraestrutura de transmissão e o valor residual da infraestrutura na data do término do contrato de concessão.

(iii) Receita Financeira – A Companhia reconheceu em suas demonstrações financeiras, a título

de receita financeira, valor calculado sobre recebíveis registrados como Ativo Financeiro (antigo imobilizado), com base em taxa apurada conforme o fluxo de recebimento das RAPs (RAP bruta (-) valor alocado para receita de O&M) até o final dos contratos de concessão do serviço de transmissão de energia elétrica.

(iv) Receita de O&M - A Companhia reconheceu em suas demonstrações financeiras receita de

operação e manutenção (O&M), considerando os valores realizados de pessoal, material, serviços e outros (PMSO) no período, acrescidos das taxas de PIS e Cofins e das taxas referentes aos encargos regulatórios (RGR, taxa de fiscalização e P&D). Não fazem parte da prática contábil acima as receitas oriundas do contrato de concessão 057/2001, renovado em 4 de dezembro de 2012 pelo prazo de 30 anos, cuja tarifa não contempla remuneração do capital investido.

(v) Margem de Construção, Receita de Construção e Custo de Construção - A Companhia

reconheceu em suas demonstrações financeiras margem de lucro zero sobre os valores registrados a título de receita de construção de empreendimentos de transmissão, cuja construção é efetuada por terceiros, haja vista a condição precípua de empresa concessionária de energia elétrica, cujo objeto empresarial é o de manter e operar, pelo prazo da concessão, o empreendimento, onde o retorno ocorre através do recebimento da receita anual permitida (RAP).

A movimentação da conta ativo financeiro está demonstrada na nota nº 9.

4.2.7 Ativo e passivo fiscal diferido

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

66


Companhia Fechada

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente quando há previsão da existência de bases tributáveis, para as quais as diferenças temporárias e os prejuízos possam ser compensados (vide nota nº 14).

4.2.8 Investimentos societários

Nas demonstrações financeiras individuais, os investimentos da Companhia em sociedades controladas e/ou controladas em conjunto são registrados e avaliados nas demonstrações financeiras individuais pelo método de equivalência patrimonial (MEP), conforme CPC 18 (R2), reconhecido no resultado do exercício como receita (ou despesa) operacional (vide nota nº 16).

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

Para fins de reconhecimento da equivalência patrimonial, a Companhia pode adotar as demonstrações financeiras emitidas pelas investidas com 30 (trinta) dias de defasagem.

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

4.2.9 Imobilizado

O imobilizado é registrado pelo custo amortizado, ou seja, pelo custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação e, quando aplicável, reduzido ao valor de recuperação (vide nota nº 17). Os ativos das concessões de transmissão são reconhecidos na contabilidade societária como ativo financeiro, conforme a ICPC 01 (R1) e OCPC 05 (vide nota nº 9), ficando o registro como ativo imobilizado e a respectiva depreciação restrita à escrituração exigida pelo órgão regulador.

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

Os ativos de geração são depreciados pela vida útil, conforme taxa de depreciação definida pelo órgão regulador. Caso o Contrato de Concessão não previr indenização para os bens que, ao final da Concessão, não estiverem totalmente depreciados, estes são depreciados pelo prazo da concessão ou pelo prazo de vida útil, dos dois o maior.

4.2.10 Intangível

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

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

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

67


Companhia Fechada

(iii) Uso de bem público (UBP) - São os valores contratados relativos ao direito de uso de bem público para a exploração do potencial de energia hidráulica, decorrentes de contratos de concessão onerosa com a União, demonstrados ao custo amortizado e atualizados pelas taxas de juros ou índices contratuais incorridos até a data do balanço, ajustados a valor presente, com base em uma taxa de desconto aprovada para as empresas do Grupo Eletrobras (vide nota nº 29).

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

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

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

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

4.2.12 Fornecedores

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

4.2.13 Financiamentos e empréstimos, notas promissórias e FIDC

Os financiamentos e empréstimos, notas promissórias e o fundo de investimento em direitos creditórios – FIDC, são reconhecidos pelo valor justo no recebimento dos recursos, líquido dos custos da transação, e passam a ser mensurados pelo custo amortizado, sendo acrescidos de encargos, juros e variações monetárias nos termos contratuais, incorridos até a data do balanço. Os financiamentos e empréstimos com vencimento até um ano são classificados como passivo circulante. Os financiamentos e empréstimos com vencimento superior a 12 meses da data do balanço são classificados no passivo não circulante (vide nota nº 21, nota nº 22, nota nº 23 e nota nº 42.3 – risco de instrumentos financeiros).

O custo dos empréstimos atribuídos à aquisição ou construção do ativo imobilizado é capitalizado como parte do custo destes ativos até o início da operação comercial. O custo dos empréstimos atribuídos aos bens que comporão o ativo financeiro (contratos de concessão) é reconhecido diretamente no resultado.

4.2.14 Distribuição de dividendos

A política de reconhecimento contábil de dividendos está em consonância com as normas previstas nos CPC 25 e ICPC 08(R1), as quais determinam que os dividendos propostos a serem pagos e que estejam fundamentados em obrigações estatutárias devem ser registrados no passivo circulante (vide nota nº 34).

O artigo 42, § 1º, do estatuto social da Companhia estabelece que, no mínimo, 25% do lucro líquido anual seja distribuído a título de dividendos. Desse modo, no encerramento do exercício social e após as compensações de prejuízos acumulados e as devidas destinações legais, a Companhia registra provisão equivalente ao dividendo mínimo obrigatório, no passivo circulante, e os dividendos propostos excedentes ao mínimo obrigatório, como dividendo adicional proposto, no patrimônio líquido.

Quando houver proposta da administração nos termos da Lei nº 6.404/76, no exercício social em que o montante do dividendo obrigatório ultrapassar a parcela realizada do lucro líquido, a assembleia geral

68


Companhia Fechada

poderá, por proposta dos órgãos da administração, destinar o excesso à constituição de reserva de lucros a realizar. Considera-se realizada a parcela do lucro líquido do exercício que exceder a soma dos seguintes valores: (1) o resultado líquido positivo da equivalência patrimonial se houver; e (2) o lucro, ganho ou rendimento em operações cujo prazo de realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. Os lucros registrados na reserva de lucros a realizar devem ser acrescidos ao primeiro dividendo declarado após a sua realização, quando realizados e se não absorvidos por prejuízos em exercícios subsequentes.

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

4.2.15 Receitas, custos e despesas

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

A receita de geração e de comercialização de energia é reconhecida com base nos contratos de CCEAR, CCVEE, bilaterais e/ou montantes comercializados na CCEE. A receita de transmissão é reconhecida com base no CPC 17 (R1) e no CPC 30 (R1) e com base no modelo financeiro (ICPC 01 (R1) e OCPC 05) (vide nota nº 37).

O resultado financeiro líquido é composto, basicamente, por juros e variações monetárias decorrentes de aplicações financeiras, empréstimos e financiamentos, parcelamento de tributos e créditos de energia renegociados. Custos de empréstimos que não são diretamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo qualificável são reconhecidos no resultado através do método de juros efetivos (vide nota nº 40).

4.2.16 Combinação de negócios

Nas demonstrações financeiras consolidadas, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo valor justo dos ativos transferidos e dos passivos assumidos. Qualquer excesso ao valor de aquisição é registrado como ágio. Também é mensurada a mais ou menos valia da participação adquirida em relação ao patrimônio líquido, bem como os efeitos sobre a participação pré-existente (vide nota nº 1.4).

4.2.17 Ativos e passivos não circulantes mantidos para venda

Os ativos e passivos não circulantes são classificados como mantidos para venda quando seu valor contábil for recuperável, principalmente por meio de uma venda e quando esta venda for praticamente certa. Estes ativos são avaliados pelo menor valor entre o valor contábil e o valor justo menos os custos de venda (vide nota nº 15).

4.2.18 Normas e interpretações de normas que ainda não estão em vigor

IFRS 9/CPC 48 - Instrumentos financeiros A IFRS 9/CPC 48 aborda a classificação, a mensuração e o reconhecimento de ativos e passivos financeiros. As principais alterações que este pronunciamento traz são:

I. Novos critérios de classificação de ativos financeiros; II. Novo modelo de impairment para ativos financeiros, híbrido de perdas esperadas e incorridas,

em substituição ao modelo atual de perdas incorridas; e III. Flexibilização das exigências para adoção da contabilidade de hedge.

69


Companhia Fechada

Ativos financeiros A IFRS 9/CPC 48 possui uma nova abordagem de classificação e mensuração de ativos financeiros que reflete o modelo de negócios em que os ativos são administrados e suas características de fluxo de caixa. Instrumentos mantidos segundo um modelo de negócios, cujo objetivo é receber os fluxos de caixa contratuais, e que possuem tais fluxos referentes exclusivamente a pagamentos do principal e dos juros sobre o valor devido são geralmente mensurados ao custo amortizado ao final dos períodos contábeis subsequentes. Já aqueles mantidos dentro de um modelo de negócios cujo objetivo é alcançado tanto pelo recebimento de fluxos de caixa contratuais quanto pela venda de ativos financeiros, que possuírem termos contratuais que estabelecem datas para fluxos de caixa unicamente de pagamentos de principal e juros sobre o principal remanescente, são geralmente mensurados a “valor justo por meio de outros resultados abrangentes” (VJORA). Todos os outros instrumentos de dívida e investimentos em títulos patrimoniais são mensurados ao valor justo ao final dos períodos contábeis subsequentes. A Companhia está avaliando e documentando os modelos de negócios para os seus ativos financeiros, divulgados na nota nº 9. Com base na sua avaliação preliminar, a Companhia não considera que os novos requerimentos de classificação terão um impacto significativo na contabilização de seus ativos financeiros. Ativo financeiro oriundo dos contratos de concessão: De acordo com a ICPC 01, as infraestruturas de concessão não são reconhecidas pelo concessionário como ativo imobilizado, uma vez que se considera que o operador não controla tais ativos, passando a ser reconhecidas de acordo com um dos modelos contábeis, dependendo do tipo de compromisso de remuneração do operador assumido pelo poder concedente no âmbito do contrato. A Companhia também considera que não se encontra exposta a riscos de crédito e demanda e que a receita é auferida com base na disponibilidade da linha de transmissão, e, portanto, toda infraestrutura foi registrada como ativo financeiro. O ativo financeiro inclui ainda a indenização que será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. Com a IFRS 9/CPC 48 a companhia avaliou que o ativo financeiro proveniente da receita oriunda do direito incondicional de receber caixa, atualmente classificado como empréstimos e recebíveis, continuará a ser avaliado pelo custo amortizado. A Companhia está avaliando alterar a forma de mensuração da parcela do ativo financeiro que se realizará através de indenização para valor justo por meio do resultado. Não são esperados impactos materiais advindos desta mudança. Redução no valor recuperável (impairment) - ativos financeiros Em relação ao impairment de ativos financeiros, a IFRS 9/CPC 48 requer o modelo de perda esperada dos ativos financeiros, ao contrário do modelo de perda incorrida estabelecido na IAS 39/CPC 38. O modelo de perda esperada requer que a empresa registre contabilmente a expectativa de perdas em ativos financeiros desde o seu reconhecimento inicial. Em outras palavras, não é mais necessário que o evento ocorra antes para que seja reconhecida a perda no crédito. O novo modelo de perda esperada se aplicará aos ativos financeiros mensurados ao custo amortizado ou ao VJORA, com exceção de investimentos em instrumentos patrimoniais.

70


Companhia Fechada

De acordo com a IFRS 9/CPC 48, as provisões para perdas esperadas serão mensuradas em uma das seguintes bases: - Perdas de crédito esperadas para 12 meses, ou seja, perdas de crédito que resultam de possíveis eventos de inadimplência dentro de 12 meses após a data base; e - Perdas de crédito esperadas para a vida inteira, ou seja, perdas de crédito que resultam de todos os possíveis eventos de inadimplência ao longo da vida esperada de um instrumento financeiro. Este é o modelo obrigatório no caso de instrumentos financeiros que não contenham um componente significativo de financiamento, como é o caso dos ativos financeiros da Companhia. A Companhia prevê que a aplicação do modelo referente a perdas de crédito esperadas contido na IFRS 9/CPC 48 resultará em reconhecimento antecipado de certas perdas de crédito, assim como revisão das atuais políticas de provisionamento. Dados os atuais níveis de perdas de crédito e avaliação das perdas esperadas futuras com base em aging list, não são esperados impactos materiais advindos da alteração. Passivos financeiros A IFRS 9/CPC 48 retém grande parte dos requerimentos da IAS 39/CPC 38 para a classificação de passivos financeiros. Contudo, de acordo com a IAS 39/CPC 38, todas as variações de valor justo dos passivos designados como valor justo através do resultado são reconhecidas no resultado, enquanto que, de acordo com a IFRS 9/CPC 48, estas alterações de valor justo são geralmente apresentadas da seguinte forma:

- o valor da variação do valor justo que é atribuível às alterações no risco de crédito do passivo financeiro é apresentado em ORA; e - o valor remanescente da variação do valor justo é apresentado no resultado.

Adicionalmente, caso um contrato contenha um ou mais derivativos embutidos e o contrato principal não seja um ativo financeiro conforme IFRS 9/CPC 48, a Companhia poderá designar o contrato híbrido inteiro ao VJR. No entanto, isso não se aplica se o derivativo embutido for insignificante, ou se for óbvio que a separação do derivativo embutido seria proibida. A Companhia não espera designar passivos financeiros como valor justo através do resultado. Desta forma, não são esperados impactos materiais relacionados à classificação dos passivos financeiros quando da adoção da IFRS 9/CPC 48. Divulgações A IFRS 9 requer novas divulgações, notadamente acerca do risco de crédito e perdas de crédito esperadas, contabilidade de hedge e mensuração de ativos e passivos financeiros. A Companhia está realizando análise para identificar possíveis alterações nos processos atuais em decorrência destas novas normas e trabalhará na implementação de mudanças em seus sistemas e controles para atender as mesmas nas demonstrações financeiras a partir do período da sua adoção. Transição A Companhia adotará a isenção que 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/CPC 48, serão reconhecidas no patrimônio líquido em 1º de janeiro de 2018.

71


Companhia Fechada

IFRS 15/CPC 47 - Receitas de contratos com clientes A IFRS 15/CPC 47 substituirá as orientações atuais de reconhecimento da receita presente na IAS 18/CPC 30 (R1) - Receitas, IAS 11/CPC 17 (R1) - Contratos de Construção e as interpretações relacionadas, quando se tornar efetiva. Os princípios fundamentais da IFRS 15/CPC 47 são de que uma entidade deve reconhecer a receita para representar a transferência ou promessa de bens ou serviços a clientes no montante que reflete sua consideração de qual valor espera ser capaz de trocar por aqueles bens ou serviços. Especificamente, a norma introduz um modelo de 5 passos para o reconhecimento da receita:

I. Identificar o(s) contrato(s) com o cliente. II. Identificar as obrigações de desempenho definidas no contrato.

III. Determinar o preço da transação. IV. Alocar o preço da transação às obrigações de desempenho previstas no contrato. V. Reconhecer a receita quando (ou conforme) a entidade atende cada obrigação de desempenho.

Com a IFRS 15/CPC 47, a entidade reconhece a receita quando o “controle” dos bens ou serviços de uma determinada operação são transferidos ao cliente. A Companhia aufere receitas provenientes principalmente das seguintes fontes: a) Suprimento e fornecimento de energia elétrica A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que a energia é fornecida, mediante a multiplicação da quantidade vendida pelo preço de venda, além de reconhecer a receita não faturada através de estimativa, correspondente também à quantidade vendida pelo preço. 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. Ao avaliar se a possibilidade de recebimento do valor da contraprestação é provável, deve-se considerar apenas a capacidade e a intenção do cliente de pagar esse valor. Assim, contratos celebrados com clientes que apresentam longo histórico de inadimplência e que por diversos motivos não estão com o suprimento ou fornecimento de energia suspenso, poderão deixar de ter as respectivas receitas reconhecidas no momento do faturamento (por não ser provável o recebimento da contrapartida), sendo apenas reconhecidas no momento do efetivo recebimento. A Companhia não possui clientes nessa situação, e não espera impactos relevantes para as demonstrações financeiras consolidadas. b) Venda na Câmara de Comercialização de Energia – CCEE A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que o excedente de energia é comercializado no âmbito da CCEE. A contraprestação corresponde à multiplicação da quantidade de energia liquidada no mercado de Curto Prazo 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 impactos sobre esta receita em suas demonstrações financeiras. c) Receita de construção da infraestrutura da concessão Essa receita é constituída por investimentos em infraestrutura, com o objetivo de manutenção da operação até o término do contrato de concessão. A Companhia é remunerada principalmente por aprimoramento da infraestrutura para prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica. A margem de construção adotada é igual à zero, pois há a contrapartida em custos pelo mesmo valor, para permitir posteriormente a Companhia explorar esta infraestrutura e obter suas demais receitas. A receita de construção é reconhecida ao longo da execução da obra, juntamente com o custo. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras.

72


Companhia Fechada

d) Receita de operação e manutenção Corresponde a um percentual do faturamento da receita anual permitida - RAP, que é informado mensalmente pelo ONS e destinado para a remuneração dos serviços de operação e manutenção, a fim de evitar a interrupção da disponibilidade das instalações. A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que o faturamento da RAP é informado. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras. e) Outras receitas A Companhia possui outras fontes de receita de atividades relacionadas com a concessão de serviço público, que podem ser inerentes aos seus segmentos ou receitas de atividades acessórias, conforme descrito na nota nº 37. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras. Transição A Companhia adotará a IFRS 15/CPC 47 usando o método de efeito cumulativo, com aplicação inicial da norma na data inicial (ou seja, 1º de janeiro de 2018). Como resultado, a Companhia não aplicará os requerimentos da IFRS 15/CPC 47 ao período comparativo apresentado. IFRS 16 Leases (Arrendamentos) A IFRS 16 substitui as normas de arrendamento existentes, incluindo o CPC 06 (IAS 17) Operações de Arrendamento Mercantil e o ICPC 03 (IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27) Aspectos Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil. A norma é efetiva para períodos anuais com início em ou após 1º de janeiro de 2019. A adoção antecipada é permitida somente para demonstrações financeiras de acordo com as IFRSs e apenas para entidades que aplicam a IFRS 15 Receita de Contratos com Clientes em ou antes da data de aplicação inicial da IFRS 16. Outras alterações As seguintes normas alteradas e interpretações não deverão ter um impacto significativo nas demonstrações financeiras consolidadas 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). - Alterações ao CPC 36 Demonstrações Consolidadas (IFRS 10) e ao CPC 18 - Investimento em Coligada (IAS 28) em relação a vendas ou contribuições de ativos entre um investidor e sua coligada ou seu empreendimento controlado em conjunto. - ICPC 21 / IFRIC 22 Transações em moeda estrangeira e adiantamento. - IFRIC 23 Incerteza sobre tratamentos de imposto de renda. 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.

73


Companhia Fechada

NOTA 5 – ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS

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

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

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

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

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

5.2 ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO

Refere-se ao ativo financeiro a receber pela Companhia no âmbito das concessões de transmissão de energia elétrica. O ativo financeiro inclui ainda a indenização que será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido.

A rubrica “ativo financeiro – concessões de serviço público” refere-se ao ativo financeiro a receber pela Companhia e controladas no âmbito das concessões de transmissão de energia elétrica, decorrente da aplicação do modelo financeiro. São classificados no ativo circulante e não circulante, considerando a expectativa de recebimento dos valores envolvidos, tendo como base a data do final das concessões. De acordo com a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) e a Orientação Técnica OCPC 05, os ativos de transmissão, por possuírem certas características (abaixo), estão ao alcance da aplicação do IFRIC 12:

- As empresas de transmissão têm a obrigação contratual de construir, operar e manter a infraestrutura; - A maioria dos contratos tem prazo de concessão de 30 anos; - Na média, a vida útil econômica estimada dos bens é superior ao prazo de concessão; - A atividade de transmissão não é competitiva. Não existe competição entre as empresas (existe entre os investidores para obtenção da concessão); - A concessionária é interposta entre o poder concedente e os usuários; - A atividade é sujeita à condição de generalidade (direito de livre acesso) e continuidade; - Alguns contratos têm garantia de manutenção do equilíbrio econômico financeiro; - O contrato estabelece quais os serviços e para quem devem ser prestados; - O preço é regulado por tarifa. A Transmissora não pode negociar preços com os usuários; - A RAP é fixa e atualizada monetariamente por índice de preços uma vez por ano e revisada a cada 4 anos; - Os bens são reversíveis ao final da concessão, com direito de recebimento de indenização (caixa) do poder concedente sobre os investimentos ainda não amortizados.

Considerando a natureza do ativo financeiro, classificado como recebível, a infraestrutura construída será recebida através de dois fluxos de caixa:

74


Companhia Fechada

(i) A parcela dos investimentos que será amortizada com o recebimento das RAPs que serão faturadas para os usuários do sistema é classificada entre curto e longo prazo, considerando a expectativa de recebimento destes valores, tendo por base a data de encerramento das concessões;

(ii) A parcela dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final da

concessão foi classificada como um ativo financeiro indenizável, a ser recebida diretamente do Poder Concedente ou de quem ele delegar essa tarefa. Este ativo financeiro está registrado pelo valor presente do direito e é calculado com base no valor residual dos ativos construídos pertencentes à infraestrutura que serão indenizados pelo Poder Concedente.

O ativo financeiro é apresentado líquido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável (impairment), quando aplicável. A Companhia efetua, anualmente, o teste de recuperabilidade dos seus ativos financeiros (impairment), utilizando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros gerados pelos ativos.

Os testes de impairment e os impactos no resultado do exercício estão apresentados na nota nº 19. A movimentação do ativo financeiro está apresentada na nota nº 9.

5.3 ATIVOS DA REDE BÁSICA DO SERVIÇO EXISTENTE (RBSE)

Até as demonstrações financeiras de 30 de junho de 2016, a Companhia manteve o registro dos bens existentes até 31 de maio de 2000 (ativos conhecidos como RBSE) contabilizados pelo valor residual contábil. A partir da publicação da Portaria nº 120 do Ministério das Minas e Energia, de 20 de abril de 2016, a Companhia atualizou o valor dos ativos conforme as regras definidas na respectiva portaria (vide nota nº 1.6).

5.4 CONTRATOS ONEROSOS

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

A estimativa crítica na determinação do montante de provisão para a venda futura do contrato é o preço médio marginal dos contratos realizados no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) a partir dos leilões de energia nova (LEN), aprovado pelo Grupo Eletrobras como premissa para o cálculo da provisão do contrato oneroso, exclusivamente para fins contábeis.

5.5 PROVISÕES, ATIVOS E PASSIVOS CONTINGENTES

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

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

Os passivos contingentes são reconhecidos contabilmente quando o desembolso de caixa é tido como provável. Quando o passivo for classificado como possível, são apenas divulgados nas demonstrações financeiras (vide nota nº 27).

75


Companhia Fechada

5.6 BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO

5.6.1 Plano de complementação de aposentadoria e pensão

A Companhia patrocina planos de aposentadoria e pensão, administrado pela Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social (ELOS), que provê a seus empregados pensões e outros benefícios pós-emprego (vide nota nº 33).

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

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

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

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

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

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

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

5.6.2 Plano de benefícios de assistência médica aos aposentados

A Companhia mantém programa de assistência médica aos empregados aposentados por invalidez e seus dependentes, durante os primeiros 5 (cinco) anos, sem que o vínculo empregatício com a Companhia tenha cessado (vide nota nº 33).

Para os empregados que aderiram ao Plano de Incentivo ao Desligamento (PID) em 2013 e ao Plano Aposentadoria Extraordinária (PAE) em 2017, a Companhia criou um programa de assistência à saúde nos mesmos moldes do plano mantido aos empregados, incluindo seus dependentes, por um prazo de 5 (cinco) anos, a partir do desligamento.

As principais premissas utilizadas para identificar a exposição futura foram:

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

76


Companhia Fechada

5.7 RISCOS RELACIONADOS A COMPLIANCE DE LEIS E REGULAMENTOS

Em resposta a investigações no âmbito da "Operação Lava Jato" sobre irregularidades envolvendo funcionários, empreiteiros e fornecedores da Eletrobras e de sociedades de propósito específico (SPE) nas quais a Eletrobras detém participações acionárias minoritárias, em 2015, o Conselho de Administração da empresa (CAE) decidiu por iniciar um procedimento investigativo, em face do risco de tais irregularidades apontadas poderem afetar alguns dos principais investimentos da Eletrobras.

Para conduzir a investigação foi contratado escritório de advocacia norte-americano, Hogan Lovells US LLP, com notória especialização em ações investigativas e instaurada a Comissão Independente de Gestão da Investigação (CIGI), composta de especialistas notórios e independentes, contratados para exercerem a supervisão do processo de investigação.

O procedimento investigatório seguiu os princípios adotados pela Securities and Exchange Commission (SEC) e Department of Justice (DOJ), para procedimentos desta natureza, em vista de que, após 2008, quando a Eletrobras passou a ser listada na Bolsa de Valores de Nova York por meio de ADR’s – American Deposit Receipts, tornou-se sujeita às leis norte-americanas que regulam o mercado de capitais, em especial, a toda a regulamentação fixada pelo U.S. Securities and Exchange Act, dentre ela a Foreign Corrupt Practices Act – FCPA que, em síntese, criminaliza os atos de corrupção, tais como o pagamento a funcionários de governos estrangeiros, partidos políticos, candidatos a cargos políticos estrangeiros em troca de vantagens comerciais ou econômicas.

No decorrer de 2015 e 2016, no âmbito da operação Lava Jato, as operações Radioatividade e Pripyat resultaram no indiciamento de seis ex-executivos da Eletronuclear, bem como de outros envolvidos. Muito embora os processos ainda se encontrem em andamento, já foram proferidas sentenças condenatórias contra quatro desses ex-funcionários, ainda não transitadas em julgado. A Eletrobras vem cooperando com as autoridades no compartilhamento de informações levantadas pela investigação independente, participando, inclusive, como assistente de acusação contra os réus nestes processos criminais.

Visando facilitar e garantir o andamento das investigações, a Administração da Eletrobras vem adotando as medidas de governança requeridas e/ou recomendadas pelo Hogan Lovells e pela Comissão Independente. Desde o início da investigação, a Eletrobras substituiu todo o seu Conselho de Administração, contratou um novo CEO e vem reforçando sua estrutura de compliance. Em meados de 2016, foi criada a Diretoria de Conformidade, responsável pela coordenação do programa de compliance e pelo gerenciamento de riscos na Companhia e nas suas subsidiárias.

No mesmo sentido, a Eletrobras revisou contratos específicos nos quais as investigações identificaram possíveis irregularidades tendo sido os mesmos suspensos, quando tais suspeitas se confirmaram.

Em relação aos empregados e diretores envolvidos nas situações identificadas pela investigação, a Eletrobras tomou medidas punitivas, na esfera administrativa, incluindo a suspensão do contrato de trabalho e o desligamento dos envolvidos. Atualmente estão sendo estudadas as possibilidades jurídicas de responsabilização e ressarcimento da companhia, frente aos ex-executivos e fornecedores acusados de corrupção, na esfera cível, tendo sido protocolado, protesto judicial para interrupção da prescrição, em relação às empresas integrantes do Consórcio Angramon (Construtora Norberto Odebrecht S/A, UTC Engenharia S/A, Techint Engenharia e Construção S/A, Construtora Andrade Gutierrez S/A, Empresa Brasileira de Engenharia S/A - EBE, Construtora Queiroz Galvão S/A e Construções e Comércio Camargo Correa S/A), a fim de preservar o direito de ressarcimento, face aos potenciais prejuízos causados em decorrência de denúncias e investigações oriundas da “Operação Lava Jato”.

Em outubro de 2016, a investigação independente completou a etapa que tinha como objetivo identificar atos ilícitos que pudessem causar eventuais distorções significativas nas demonstrações financeiras da Eletrobras, levando em consideração fatos e circunstâncias conhecidos até aquele momento. Nesta etapa foram considerados certos valores estimados como relacionados a ilícitos atribuídos pela investigação independente como oriundos da prática de cartel e propinas que teriam sido pagas, desde

77


Companhia Fechada

2008, por certos empreiteiros e fornecedores contratados por subsidiárias e por algumas das SPEs nas quais a Eletrobras não é controlador majoritário.

A Eletrobras registrou como baixa de custos capitalizados no ativo imobilizado o total de R$ 211.123 mil representando valores estimados pagos indevidamente em períodos anteriores. Desse montante, R$ 143.957 mil já havia sido reconhecido como impairment em períodos anteriores, ocasionando a reversão dessa provisão. Houve também o reconhecimento de uma perda de R$ 91.464 mil no resultado de investimento na Norte Energia S.A., SPE não controlada pela Eletrobras e avaliada pelo método de equivalência patrimonial.

Impactos nas Demonstrações Financeiras da Eletrosul:

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

Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação celebrados entre os executivos do principal grupo de construção do Brasil, Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações sobre a conduta dos políticos que participaram desses acordos. Essas investigações referem-se exclusivamente aos indivíduos sobre os quais o Supremo Tribunal Federal tem jurisdição exclusiva. Além disso, outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à jurisdição dos tribunais comuns.

Certas alegações de potenciais atos ilegais se tornaram públicas no âmbito do projeto Santo Antônio (Madeira Energia S.A), no qual a Eletrobras por intermédio da controlada Furnas participa com 39,0%. O efeito total estimado dos pagamentos considerados como ilícitos, conforme determinado no processo de investigação independente da Eletrobras acima citada, monta em R$ 314.978 mil e, considerando o percentual de participação societária da controlada Furnas de 39%, o impacto nas demonstrações financeiras representaria uma baixa contábil no investimento avaliado por equivalência patrimonial de R$ 122.841 mil, uma vez que pagamentos dessa natureza não atendem aos critérios contábeis para registro nos ativos conforme CPC 27/IAS 16. Entretanto, tal baixa contábil não impactou o resultado e nem o patrimônio líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2017 uma vez que foi inferior ao montante de impairment conforme o CPC 01/IAS 36 registrado no valor de R$ 314.038 mil.

Como não haviam informações suficientes que permitissem à Eletrobras determinar com razoável precisão os períodos específicos em que teriam ocorrido os pagamentos indevidos estimados, a Eletrobras entendeu que, após ter envidado esforços razoáveis, foi impraticável determinar os efeitos por períodos específicos anteriores relativos a tais pagamentos em suas demonstrações financeiras, tendo registrado o ajuste desses pagamentos indevidos e, portanto, incorretamente capitalizados, nos períodos em que tais informações relevantes chegaram ao conhecimento da Eletrobras.

Além de avaliar as possibilidades de ressarcimento face aos danos sofridos em razão de condutas ilícitas, praticadas tanto pelos empregados que contribuíram para o ilícito, quanto pelas empreiteiras contratadas, a Eletrobras vem implementando diversas ações de governança e remediações.

As investigações da "Operação Lava Jato" ainda não foram concluídas e o Ministério Público Federal poderá levar tempo considerável para concluir todos os procedimentos de apuração e divulgação dos fatos. Dessa forma, novas informações relevantes podem ser reveladas no futuro, o que poderá levar a Eletrobras a reconhecer ajustes adicionais nas suas demonstrações financeiras.

A Eletrobras permanece com o contrato em vigor junto ao escritório norte-americano Hogan Lovells, visando o encerramento das ações de investigação independente em curso com a consequente resolução do caso perante às autoridades norte-americanas. Adicionalmente, o atual contrato também prevê o acompanhamento das medidas de remediação, especialmente a implementação do programa de compliance, bem como as interações necessárias, com autoridades brasileiras e americanas, com vistas à resolução de ações de investigação.

78


Companhia Fechada

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

Política contábil: notas explicativas 4.2.1 e 4.2.2.

Caixa e equivalentes de caixa 2017 2016 2017 2016

Caixa e depósitos bancários à vista 15.890 24.169 16.731 31.486 Aplicações financeiras - - 3.593 5.357 Total 15.890 24.169 20.324 36.843


Títulos e valores mobiliários 2017 2016 2017 2016

Banco do Brasil - Fundo FAE 121.086 9.460 121.086 9.460 Banco do Brasil - Fundo FAE 2 197.110 45.157 197.110 45.157 CEF - FI Caixa Extramer VI 56.059 190 56.059 190

Total 374.255 54.807 374.255 54.807


Até 31 de dezembro de 2017, a rentabilidade bruta média da Companhia nas aplicações financeiras atingiu 11,03% ou 99,18% da IRF-M. A exposição da Companhia aos riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota nº 42. As receitas financeiras dessas aplicações estão registradas no resultado financeiro (vide nota nº 40).

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

NOTA 7 – CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS


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

2017 2016 2017 2016Circulante

Caução CEF (a) 100.026 - 100.026 - Caução Bradesco 1 1 1 1 Fundo vinculado Banco do Brasil 2.011 1.907 2.011 1.907

Subtotal 102.038 1.908 102.038 1.908 Não circulante

Fundo vinculado Banco do Brasil (b) 38.883 40.613 38.883 40.613 Fundo vinculado BICBANCO 289 336 289 336 FIDC Infinity DI - cotas subordinadas (c) 34.930 - 34.930 - Fundo vinculado Bradesco 3.028 Fundo vinculado Citibank - - - 2.844 Fundo vinculado - CEF (b) - - - 20.268

Subtotal 74.102 40.949 77.130 64.061 176.140 42.857 179.168 65.969


(a) Constituição de Escrow Account junto ao BNDES, para garantia parcial aos contratos de financiamento de longo prazo firmados pelas SPEs Eólica Hermenegildo I S.A., Eólica Hermenegildo II S.A., Eólica Hermenegildo III S.A. e Eólica Chuí IX S.A. Tais SPEs foram transferidas à Eletrobras em 29 de dezembro de 2017, conforme nota nº 1.5. (b) Os valores das rubricas "Fundo vinculado" referem-se à constituição da conta reserva de garantia dos contratos de financiamento, conforme cláusulas contratuais. (c) Os valores da rubrica “FIDC Infinity DI - cotas subordinadas” destinam-se a constituir uma reserva para amortização das cotas seniors e despesas do fundo.

79


Companhia Fechada

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

Instituição financeira Tipo de aplicação Indexador 2017 2016 2017 2016Banco do Brasil Fundo FAE IRF-M1 40.894 42.520 40.894 42.520 Banrisul Fundo de Investimento Citibank CDI - - - 2.844 BICBANCO Fundo de Investimento Bradesco CDI 289 336 3.317 336 Bradesco CDB CDI 1 1 1 1 Caixa FI CEF Master SRFL - 34.930 - 34.930 - Caixa Caixa FIC Sigma CDI - - - 20.268 Caixa FI Caixa Extramer VI IRF-M1 100.026 - 100.026 -

176.140 42.857 179.168 65.969


A exposição da Companhia aos riscos de taxas de juros e análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota nº 42. As receitas financeiras relativas às cauções e aos depósitos vinculados estão registradas no resultado financeiro (vide nota nº 40).

NOTA 8 – CLIENTES


A composição do saldo da conta clientes, por natureza e vencimento, é demonstrada a seguir:

8.1 COMPOSIÇÃO POR NATUREZA

2016Vincendas Vencidas Total Total

Uso da rede elétrica (a) 133.952 9.431 143.383 89.338 Conexão ao sistema de transmissão (b) 11.568 3.850 15.418 9.953 Energia elétrica de curto prazo (c) 18.120 6.506 24.626 14.189 Suprimento de energia (d) 84.464 1.635 86.099 71.386 (-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - (16.559) (16.559) (14.129)

248.104 4.863 252.967 170.737

Controladora2017

2016Vincendas Vencidas Total Total

Uso da rede elétrica (a) 133.952 9.431 143.383 92.768 Conexão ao sistema de transmissão (b) 11.568 3.850 15.418 9.953 Energia elétrica de curto prazo (c) 18.120 6.506 24.626 14.189 Suprimento de energia (d) 85.919 1.635 87.554 79.743 (-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - (16.559) (16.559) (14.502)

249.559 4.863 254.422 182.151

Consolidado 2017

(a) Créditos a receber decorrentes do uso do sistema de transmissão, pelos usuários conectados à rede básica. (b) Créditos a receber decorrentes do compartilhamento das instalações com empresas que conectam suas redes nas subestações da Companhia. (c) Créditos a receber decorrentes da liquidação da venda estimada de energia na CCEE. (d) Créditos a receber decorrentes da venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e no Ambiente de Contratação Livre (ACL).

Os saldos mantidos com partes relacionadas estão detalhados na nota nº 26.

80


Companhia Fechada

8.2 COMPOSIÇÃO POR VENCIMENTO

2016

Vincendas Vencidas

até 90 dias

Vencidas há mais de

90 dias Total Total

Clientes 248.104 3.582 17.840 269.526 184.866 (-) Prov. créditos de liquidação duvidosa - - (16.559) (16.559) (14.129)

248.104 3.582 1.281 252.967 170.737

2017Controladora

2016

VincendasVencidas

até 90 dias

Vencidas há mais de

90 diasTotal Total

Clientes 249.559 3.582 17.840 270.981 196.653 (-) Prov. créditos de liquidação duvidosa - - (16.559) (16.559) (14.502)

249.559 3.582 1.281 254.422 182.151

2017Consolidado

As exposições a riscos são divulgadas na nota nº 42.

8.3 MOVIMENTAÇÃO DA PROVISÃO COM CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

A movimentação da provisão com créditos de liquidação duvidosa está apresentada abaixo:

2017 2016 2017 2016

Saldo inicial 14.129 13.958 14.502 14.180 Provisões 3.068 577 3.141 745 Reversões (638) (406) (673) (423) Transferência ativos mantidos para venda - - (411) - Saldo final 16.559 14.129 16.559 14.502


81


Companhia Fechada

NOTA 9 – ATIVO FINANCEIRO – CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO

Política contábil: nota explicativa 4.2.6 e 5.2.

Os contratos de concessão de transmissão da Companhia e controladas estão no âmbito da Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) e OCPC 05, decorrente da aplicação do modelo de ativo financeiro.

Ativo financeiro 2017 2016 2017 2016CirculanteAtivo financeiro amortizável RAP 259.804 49.902 259.804 52.711 Ativo financeiro amortizável RAP (RBSE) 417.894 257.294 417.894 257.294 Subtotal 677.698 307.196 677.698 310.005

Não circulanteAtivo financeiro amortizável RAP 707.740 903.247 717.073 960.136 Ativo financeiro amortizável RAP (RBSE) 1.727.146 1.859.165 1.727.146 1.859.165 Ativo financeiro indenizável 386.716 365.693 387.078 388.601 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (48.877) (80.343) (48.877) (80.343) Subtotal 2.772.725 3.047.762 2.782.420 3.127.559 Total 3.450.423 3.354.958 3.460.118 3.437.564


A mutação da conta “ativo financeiro” é apresentada como segue:

Transmissão 2017 2016 2017 2016Saldo inicial em 1º de janeiro 3.354.958 1.764.563 3.437.564 1.843.525 (+) Receita de construção 83.766 87.148 84.087 92.163 (+) Receita financeira 195.006 157.718 214.559 177.143 (+) Receita financeira RBSE 271.205 1.596.127 271.205 1.596.127 (+) Aquisição de controle da SPE Paraíso - - - 3.362 (+) Transferência para investimento - concessão 001/2015 - (101.403) - (101.403) (-) Transferência para ativos mantidos para venda - - (68.569) - (-) Amortização, recebimentos, baixas e transferências (485.978) (175.154) (510.194) (199.312) (-) Impairment (CPC 01 (R1)) 31.466 25.959 31.466 25.959 Saldo final em 31.12.2017 3.450.423 3.354.958 3.460.118 3.437.564


Indisponibilidade dos bens

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e as instalações utilizados na transmissão de energia elétrica são vinculados a estes serviços públicos, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão do Poder Concedente. As instalações de transmissão da Companhia estão demonstradas nas notas nº 2.3 e 2.4.

82


Companhia Fechada

NOTA 10 – CRÉDITOS DE ENERGIA RENEGOCIADOS – LEI Nº 8.727/93

Movimentação no período 2017 2016

Saldo inicial do período 762.306 652.592 Recebimentos (795.824) (25.334) Atualização monetária (21.166) 48.165 Juros 54.684 86.883 Saldo final do período - 762.306

Circulante - 25.814 Não circulante - 736.492

Controladora e Consolidado

Os créditos renegociados referem-se a créditos junto à União, atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 12,68% a.a., decorrentes da assunção dos haveres que a Companhia possuía nas concessionárias estaduais de energia elétrica. Sob a égide da Lei nº 8.727/93 a União assumiu, refinanciou e reescalonou a dívida em 240 parcelas, vencíveis a partir de abril de 1994, com pagamento por meio de repasse dos recursos recebidos dos estados, que por sua vez, estão limitados por lei em níveis de comprometimento de receitas. Vencido o prazo de 20 anos e remanescendo saldo a pagar, o parcelamento será estendido por mais 120 meses.

Em 1º de agosto de 2017, o Tesouro Nacional efetuou a quitação da obrigação relativa à Lei 8.727/93, com base no art. 14 da Lei Complementar nº 156, de 2016. O montante atualizado e recebido pela Companhia foi de R$ 781.734 mil.

NOTA 11 – DIVIDENDOS A RECEBER

Os valores apresentados abaixo se referem às estimativas dos dividendos mínimos obrigatórios a serem destinados pelas investidas e estão baseados no lucro líquido constante nos Demonstrativos de Resultados das investidas em 31 de dezembro de 2017.

2017 2016Sociedades de Propósito Específico (SPE)

Costa Oeste 49,00% - 1.682 Etau 27,42% 3.163 5.616 Marumbi 20,00% - 961 TSLE 51,00% 1.385 - Uirapuru 75,00% 2.657 2.507

7.205 10.766

% de participação

Controladora

83


Companhia Fechada

NOTA 12 – TRIBUTOS A RECUPERAR

A composição dos tributos recuperáveis é apresentada como segue:

2017 2016 2017 2016

ICMS 5.097 6.518 5.097 6.518 PIS 5 81 361 744 COFINS 25 375 1.494 3.339 Contribuição Social 79 2.096 451 2.555 Imposto de Renda 1.680 11.784 2.451 13.446 Outros créditos 845 851 852 898

7.731 21.705 10.706 27.500

Circulante 5.720 17.538 8.619 23.333 Não circulante 2.011 4.167 2.087 4.167


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

A Contribuição Social e o Imposto de Renda, em 31 de dezembro de 2017, referem-se ao saldo pago a maior, apurado por estimativa, superior ao montante devido apurado até dezembro de 2017. Tais valores serão compensados com os pagamentos a serem realizados durante o exercício de 2018.

NOTA 13 – OUTROS ATIVOS

A Composição dos demais ativos é apresentada a seguir:

2017 2016 2017 2016Partes relacionadas 9.016 13.984 3.120 5.725 Depósitos vinculados a litígios 84.293 80.858 84.293 80.858 Dispêndios a reembolsar 31.581 33.005 31.581 33.005 Repactuação do risco hidrológico 22.579 24.587 22.579 24.587 Créditos por serviços prestados a terceiros 30.912 26.580 30.912 26.580 Concessão 001/2015 114.912 101.403 114.912 101.403 Créditos diversos 9.827 10.905 14.936 16.242

303.120 291.322 302.333 288.400



A rubrica “Concessão 001/2015” inclui o montante dos investimentos realizados para a implantação do empreendimento do Lote A – Leilão ANEEL 004/2014. A ANEEL aprovou, por meio do Despacho nº 3.577/2017, o plano de transferência do Contrato de Concessão 01/2015-ANEEL para a Sociedade de Propósito Específico a ser criada pela Shanghai Electric Power Transmission & Distribuition Co. Ltd. (Shanghai Electric).

84


Companhia Fechada

NOTA 14 – TRIBUTOS DIFERIDOS


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

2017 2016 2017 2016Ativo não circulantePrejuízo fiscal e base negativa de CSLL

Imposto de Renda 6.522 78.464 6.522 96.290 Contribuição Social 1.751 27.711 1.751 34.129

8.273 106.175 8.273 130.419 Diferenças temporárias

Provisões cíveis e fiscais 22.153 15.609 22.153 15.609 Provisões trabalhistas 33.909 32.690 33.909 32.690 Benefício pós-emprego - atuarial 13.644 75.744 13.644 75.744 Provisão para crédito de liquidação duvidosa 10.202 7.443 10.202 7.443 Amortização ágio sobre o investimento 11.677 10.840 11.677 10.840 Valor recuperável de ativos (impairment ) 90.595 140.697 90.595 295.447 Provisão para perdas em investimentos 122.648 55.315 122.648 55.315 Plano de incentivo ao desligamento 582 1.940 582 1.940 Plano aposentadoria extraordinária 6.191 - 6.191 - Tributos sobre a receita financeira 11.315 7.649 11.315 7.649 Tributos sobre a provisão Eletrobras RBNI - 5.952 - 5.952 Contingência regulatória - indenização ativos 6.988 - 6.988 - Outras diferenças temporárias 24.478 24.569 24.478 28.905

354.382 378.448 354.382 537.534 362.655 484.623 362.655 667.953

Passivo não circulanteReceita de atualização de créditos de energia renegociados (i) - 259.183 - 259.183 Amortização ágio sobre o investimento 42.108 38.472 42.108 38.472 Depreciação acelerada usinas 147.143 113.793 147.143 113.793 Atualização de depósito judicial 8.958 6.897 8.958 6.897 Ajuste valor presente de tributos e UBP 227 899 227 899 Benefício pós-emprego - atuarial 17.956 17.956 17.956 17.956 Tributos sobre a receita financeira RBSE 553.122 542.683 553.122 542.683 Ganho em participação anterior em SPE 50.449 - 50.449 - Outras diferenças temporárias 9.702 1.179 9.702 1.179

829.665 981.062 829.665 981.062

Tributos diferidos líquidos (467.010) (496.439) (467.010) (313.109)

Ativo não circulante líquido - - - 183.330 Passivo não circulante líquido 467.010 496.439 467.010 496.439


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

85


Companhia Fechada

Até dezembro de 2004, foram compensados os valores recolhidos até a competência dezembro de 1998. A partir de janeiro de 2005, passou-se a tributar e recolher sobre os valores efetivamente recebidos. Essa situação é decorrente do fato de que a União pagava as parcelas mensais de sua dívida de acordo com o que recebia dos Estados, que, por sua vez, estavam limitados por lei em níveis de comprometimento de suas receitas. Em 1º de agosto de 2017, o Tesouro Nacional efetuou a quitação da obrigação relativa à Lei 8.727/93, com base no art. 14 da Lei Complementar nº 156, de 2016 e os tributos foram liquidados.

O ativo diferido referente o prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social apurado em 2017 estão fundamentados em estudo técnico sob a perspectiva de probabilidade de recuperação, por meio da compensação com resultados fiscais tributáveis futuros. Os créditos relativos às diferenças temporárias não possuem prazo prescricional. A expectativa de compensações dos ativos e passivos fiscais diferidos de longo prazo é a seguinte:

Ano Ativo fiscal diferido

Passivo fiscal diferido

2018 - 73.752 2019 109.649 109.086 2020 36.898 91.465 2021 32.142 91.465 2022 23.246 91.465 2023 18.263 91.465

Após 2023 142.457 280.967 Total 362.655 829.665

Consolidado

86


Companhia Fechada

NOTA 15 – ATIVOS E PASSIVOS NÃO CIRCULANTES M ANTIDOS PARA VENDA


O Instrumento Particular de Dação em Pagamento ("Instrumento de Dação"), firmado entre a Companhia e a Eletrobras, regulou os termos e condições para a quitação de contratos de empréstimo celebrados entre a Eletrosul e a Eletrobras, mediante a transferência de ações de titularidade da Eletrosul nas SPEs relacionadas no Instrumento de Dação. Além das SPEs que foram transferidas para a Holding em 29 de dezembro de 2017, conforme apresentado na nota 1.5, a Companhia se comprometeu a também transferir outras duas, a Uirapuru e a Etau. Em 31 de dezembro de 2017, o grupo de ativos mantidos para venda compreendia os seguintes montantes:

Ativos 2017Investimento na Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A - ETAU 23.115 Investimento na Uirapuru Transmissora de Energia S/A 48.266 Ágio sobre expectativa de rentabilidade futura - controlada Uirapuru 12.444 Total 83.825

Ativos 2017Investimento na Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A - ETAU 23.115 Ágio sobre expectativa de rentabilidade futura - controlada Uirapuru 12.444 Ativos da controlada Uirapuru ( Participação: 75%) 63.138 Caixa e equivalente de caixa 6.274 Clientes 2.329 Ativo financeiro - concessões de serviço público 51.427 Outros ativos 3.108 Total 98.697 PassivosPassivos da controlada Uirapuru ( Participação: 75%) 14.872 Empréstimos e financiamentos 6.062 Dividendos a pagar 2.657 Outros passivos 6.153 Total 14.872

Controladora

Consolidado

87


Companhia Fechada

NOTA 16 – INVESTIMENTOS


A Companhia participa de projetos de infraestrutura do setor elétrico em sociedades controladas e em empresas controladas em conjunto, cujos montantes investidos são apresentados nos quadros abaixo. Por restrição das normas de contabilidade, tais investimentos são classificados em rubricas distintas, conforme determinam os CPC 18 (R2) - Investimentos e CPC 39 - Instrumentos Financeiros.

16.1 INVESTIMENTOS (CONTROLADORA)

Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s) Segmento % Part.

Demais Acionistas %

Área de atuação

Início da construção

Início da operação

Término da concessão

Empresas ConsolidadasLivramento1 Geração 78,00% Brasil Energia 22,00% RS 2012 2013 2047Paraíso2 Transmissão 100,00% - - MS 2015 - 2045Uirapuru Transmissão 75,00% ELOS 25,00% PR 2004 2006 2035

Empresas não ConsolidadasCosta Oeste Transmissão 49,00% Copel 51,00% PR 2012 2014 2042

SUEZ 40,00%CHESF 20,00%Mizha 20,00%Transmissora Aliança 52,58%

CEEE 10,00%DME Energética 10,00%

Fronteira Oeste3 Transmissão 51,00% CEEE 49,00% SC/RS 2014 2016 2044Marumbi Transmissão 20,00% Copel 80,00% PR 2012 2015 2042

Neoenergia 50,56%Furnas 24,72%

TSBE Transmissão 80,00% Copel 20,00% PR/SC/RS 2012 2014 2042TSLE Transmissão 51,00% CEEE 49,00% RS 2012 2014 2042

2005 2032

MT/PATeles Pires Participações 24,72% 2011 2015 2046Geração

Etau SC/RSTransmissão 27,42% 2003

2013 2043ESBR Participações RO20,00%Geração 2009

(1) Em operação comercial 25,2 MW correspondendo ao parque Ibirapuitã. A suspensão da operação dos demais parques está em discussão judicial, em virtude de sinistro ocorrido em 12/2014. (2) A implantação do empreendimento e inicio da operação, decorrente do leilão ANEEL 004/2014, aguarda resultado de chamada pública para parceiros interessados. (3) Em operação o seccionamento LT Alegrete 1 – Santa Maria (1,95 km) e ampliação SE Santa Maria 3 (166 MVA). Os demais empreendimentos estão em construção.

16.2 COMPOSIÇÃO DOS INVESTIMENTOS E APORTES DE RECURSOS

2017 2016

Participações societárias (nota 16.4) 2.429.357 2.757.776 Ações resgatáveis (nota 16.5) 45.661 93.710 Adiantamento para futuro aumento de capital (nota 16.6) 411.560 1.090.683

2.886.578 3.942.169

Controladora

16.3 INVESTIMENTOS NAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

Participação societária permanente 2017 2016

Controladas - 253.068 Controladas em conjunto 2.423.968 2.499.533 Outros 5.389 5.175

Total 2.429.357 2.757.776

Controladora

88


Companhia Fechada

16.4 MOVIMENTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS (CONTROLADORA)

(1) O montante aplicado relativo a ações resgatáveis está demonstrado na nota 16.5. (2) O montante aplicado referente ao adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) está demonstrado na nota nº 16.6. As principais variações no resultado de equivalência patrimonial dos investimentos em participações societárias, em 2017, estão a seguir demonstradas:

Hermenegildo I, II, III e Chuí IX: o resultado positivo de equivalência, R$ 101.619 mil, decorre, basicamente, da reversão de impairment, em 2017, motivada pela descontratação dos CCEAR e venda de energia, principalmente por meio de Power Purchase Agreement (PPA) e/ou liquidação a PLD.

Livramento Holding: o resultado positivo de equivalência, R$ 16.632 mil, decorre, basicamente, do acréscimo da receita, motivada pela descontratação dos CCEAR por meio do Mecanismo de compensação de sobras e déficits (MCSD). Destaca-se que houve diminuição das despesas de ressarcimento de energia em virtude do fato. A provisão para perdas no montante de R$ 215.340 mil e o ganho na avaliação da participação detida anteriormente de R$ 150.097 mil são eventos decorrentes da combinação de negócios realizada em 28 de dezembro de 2017.

Chuí Holding: o resultado positivo de equivalência, R$ 85.735 mil, decorre, basicamente, do acréscimo da receita, motivada pela descontratação dos CCEAR por meio do Mecanismo de compensação de sobras e déficits (MCSD). Houve diminuição das despesas de ressarcimento de energia em virtude do fato, bem como reversão de impairment, motivada pela expectativa de acréscimo de fluxos de caixa futuros. A provisão para perdas no montante de R$ 373.067 mil e o ganho na avaliação detida anteriormente no montante de R$ 211.637 mil são eventos decorrentes da combinação de negócios realizada em 28 de dezembro de 2017, cujos efeitos foram realizados por ocasião da alienação para a Eletrobras.

ESBR Participações: o resultado negativo de equivalência, de R$ 17.391 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos. Em 2016, houve reversão do total de impairment. Na avaliação efetuada em 2017, além da equivalência, foi provisionado perdas para investimento no montante de R$ 111.828 mil.

Santa Vitória do Palmar: o resultado positivo de equivalência, R$ 31.833 mil, decorre, basicamente, do acréscimo da receita, motivada pela descontratação dos CCEAR por meio do Mecanismo de compensação de sobras e déficits (MCSD). Houve diminuição das despesas de ressarcimento de energia em virtude do fato, bem como reversão de impairment, motivada pela expectativa de acréscimo de fluxos de caixa futuros. O ganho referente a compra vantajosa no montante de R$ 33.335 mil e o ganho na avaliação da participação detida anteriormente no montante de R$ 18.594 mil são eventos decorrentes da combinação de negócios realizada em 28 de dezembro de 2017, cujos efeitos foram realizados por ocasião da alienação para a Eletrobras.

89


Companhia Fechada

Teles Pires Participações: o resultado negativo de equivalência, R$ 56.875 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos. Além do efeito da equivalência, houve reversão parcial de provisão para perdas em investimentos no montante de R$ 156.028 mil.

TSBE: o resultado negativo de equivalência, R$ 20.033 mil, decorre, basicamente, da constituição de impairment, motivada pela redução da receita anual permitida – RAP. Adicionalmente, foi constituída provisão para perdas na recuperação dos investimentos no montante de R$ 8.249 mil. Fronteira Oeste: o resultado negativo de equivalência, R$ 13.285 mil, decorre, basicamente, da constituição de impairment, motivada pela redução da receita anual permitida – RAP.

De modo geral, os impactos registrados com despesas de impairment nos balanços das empresas investidas poderão ser revertidos, total ou parcialmente, caso as condições econômicas apresentem melhoras e/ou a produção de energia ocorra conforme a garantia física.

Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s)

Saldos em 31.12.2015

Adições/ baixas

Resultado participação

societária

Reversão provisão perdas investimentos

Amortização ágio

Destin./ ajuste de dividendos

Reclas. passivo a descoberto de investidas

Liquidação de investimentos

societários

Saldos em 31.12.2016 (3)

Em operaçãoSubsidiárias e controladasChuí IX - 49.887 (14.865) - - - (15.705) - 19.317 Coxilha Seca (1) 205 2.900 (124) - - - - (2.981) - Hermenegildo I - 173.202 (59.950) - - - (39.480) - 73.772 Hermenegildo II - 173.227 (60.705) - - - (46.782) - 65.740 Hermenegildo III - 147.583 (59.242) - - - (52.444) - 35.897 Uirapuru 57.431 - 11.225 - (721) (9.593) - - 58.342 Controladas em conjuntoChuí - - (27.951) - - - 27.951 - - Costa Oeste 30.058 - 8.377 - - (2.662) - - 35.773 ESBR Participações 1.396.063 - 262.148 7.750 - - - - 1.665.961 Etau 24.109 - 6.450 - - (5.561) - - 24.998 Livramento (2) - - (24.237) - - - 24.237 - - Marumbi 18.418 - 4.608 - - (186) - - 22.840 Santa Vitória do Palmar (2) 50.223 - 36.996 - - - - - 87.219 Teles Pires Participações 189.163 127.483 (32.090) (47.282) - - - - 237.274 TSBE 270.252 - 7.222 - - - - - 277.474 TSLE 134.740 - 5.540 - - - - - 140.280 Em fase pré-operacionalControladasParaíso - 8 (922) - - - 914 - - Controladas em conjunto - Fronteira Oeste 12.091 - (4.377) - - - - - 7.714

Outros investimentos 5.154 21 - - - - - - 5.175

Total 2.187.907 674.311 58.103 (39.532) (721) (18.002) (101.309) (2.981) 2.757.776 (1) A SPE foi extinta em 2016. (2) O montante aplicado relativo a ações resgatáveis está demonstrado na nota nº 16.5. (3) O montante aplicado referente ao adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) está demonstrado na nota nº 16.6.

As principais variações no resultado de equivalência patrimonial dos investimentos em participações societárias, em 2016, estão a seguir demonstradas:

Chuí Holding: o resultado negativo de equivalência, R$ 27.951 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment) e provisão para ressarcimento por geração reduzida.

ESBR Participações: o resultado positivo de equivalência, no valor de R$ 262.148 mil, decorre, basicamente, da reversão da provisão das causas relacionadas com os excludentes de responsabilidade, com os encargos de uso do sistema de transmissão – EUST e com os registros de provisão para impairment. A reversão de R$ 7.750 mil em perdas para investimento decorre da contabilização de despesas com impairment pela companhia.

Livramento Holding: o resultado negativo de equivalência de R$ 24.237 mil decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos e da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment).

90


Companhia Fechada

Santa Vitória do Palmar Holding: o resultado positivo de equivalência de R$ 36.996 mil decorre, basicamente, da reversão da perda estimada com a recuperação de ativos (impairment). A companhia registrou ainda provisão para ressarcimento por geração reduzida.

Teles Pires Participações: o resultado negativo de equivalência, no valor de R$ 32.090 mil, decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos. Em 31 de dezembro de 2016, foi constituída provisão complementar para perdas no investimento decorrentes de testes de impairment no montante de R$ 47.282 mil, totalizando o montante de R$ 162.694 mil.

Hermenegildo I, II, III e Chuí IX: o resultado negativo de equivalência de R$ 194.762 mil decorre, basicamente, dos encargos de empréstimos e financiamentos, da contabilização de perda estimada com a recuperação de ativos (impairment) e provisão para ressarcimento por geração reduzida.

16.5 AÇÕES PREFERENCIAIS RESGATÁVEIS

A Companhia aportou recursos na SPE Livramento Holding S/A, a partir de agosto de 2013, no montante de R$ 64.310 mil, os quais foram convertidos em 64.310.000 ações resgatáveis. Também aportou recursos na SPE Santa Vitória do Palmar Holding S/A em novembro de 2013, no montante de R$ 29.400 mil, os quais foram convertidos em 29.400.000 ações resgatáveis. A SPE Santa Vitória do Palmar foi alienada para a Eletrobras em 29 de dezembro de 2017, conforme descrito na nota 1.5.

A mutação da conta é apresentada como segue:



Provisão para perdas

Alienação de participação

societária


Livramento 64.310 (18.649) - 45.661 Santa Vitória do Palmar 29.400 - (29.400) -

Total 93.710 (18.649) (29.400) 45.661



Provisão para perdas


societária


Livramento 64.310 - - 64.310 Santa Vitória do Palmar 29.400 - - 29.400

Total 93.710 - - 93.710

91


Companhia Fechada

16.6 ADIANTAMENTOS PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL (AFAC)

A mutação da conta é apresentada como segue:



Emissão de AFAC's

Transformação em ações Devoluções


societária


Em operaçãoControladasChuí IX 2.106 617 - - (2.723) - Hermenegildo I 10.952 729 - - (11.681) - Hermenegildo II 7.832 11.250 - - (19.082) - Hermenegildo III 2.369 6.125 - - (8.494) - Livramento 220.027 1.439 (221.466) - - - Controladas em conjunto - Chuí 431.913 - (431.913) - - - ESBR Participações 267.600 99.600 - - - 367.200 Marumbi 880 - (880) - - - Santa Vitória do Palmar 37.946 - (37.946) - - - TSLE 87.394 - (50.929) (36.465) - - Em fase pré-operacional - Controlada - Paraíso 5.520 1.373 - - - 6.893 Controlada em conjunto - Fronteira Oeste 16.144 37.467 (16.144) - - 37.467

Total 1.090.683 158.600 (759.278) (36.465) (41.980) 411.560



Emissão de AFAC's

Transformação em ações Devoluções Saldos em

31.12.2016Em operaçãoControladasChuí IX 45.072 6.921 (49.887) - 2.106 Coxilha Seca 2.900 - (2.900) - - Hermenegildo I 169.640 14.514 (173.202) - 10.952 Hermenegildo II 172.609 8.450 (173.227) - 7.832 Hermenegildo III 145.887 4.065 (147.583) - 2.369 Controladas em conjuntoChuí 431.913 - - - 431.913 ESBR Participações 36.200 231.400 - - 267.600 Livramento 173.860 46.513 - (346) 220.027 Marumbi - 880 - - 880 Santa Vitória do Palmar 36.492 1.454 - - 37.946 TSLE 84.847 2.547 - - 87.394 Em fase pré-operacionalControladaParaíso 4.000 1.520 - - 5.520 Controladas em conjuntoFronteira Oeste 14.155 1.989 - - 16.144

Total 1.317.575 320.253 (546.799) (346) 1.090.683

92


Companhia Fechada

16.7 INFORMAÇÕES FINANCEIRAS RESUMIDAS DAS EMPRESAS CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO

A Companhia utilizou as demonstrações de 31 de dezembro de 2017 para calcular o resultado de participação nas controladas e controladas em conjunto. Em 29 de dezembro de 2017, a Eletrosul transferiu as participações em Chuí IX, Hermenegildo I, Hermenegildo II, Hermenegildo III e Santa Vitória do Palmar, para a Eletrobras, conforme nota nº 1.5.

Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s) Outros

Imobilizado, Intangível e

InvestimentosControladasChuí IX 3.711 13.624 62.100 79.435 12.368 41.013 26.054 79.435 Hermenegildo I 13.068 47.595 222.580 283.243 39.724 144.651 98.868 283.243 Hermenegildo II 11.780 50.469 220.491 282.740 38.153 152.002 92.585 282.740 Hermenegildo III 7.134 43.699 197.634 248.467 47.958 121.641 78.868 248.467 Livramento 9.088 3.122 151.221 163.431 16.491 214.661 (67.721) 163.431 Paraíso 119 9.695 6 9.820 4.476 6.893 (1.549) 9.820 Uirapuru 37.969 46.214 - 84.183 12.563 7.266 64.354 84.183 Controladas em conjuntoCosta Oeste 7.791 91.205 32 99.028 3.816 29.239 65.973 99.028 ESBR Participações 888.073 790.253 20.931.848 22.610.174 941.706 13.425.616 8.242.852 22.610.174 Etau 39.224 110.342 - 149.566 23.413 41.840 84.313 149.566 Fronteira Oeste 9.454 95.643 - 105.097 2.740 81.626 20.731 105.097 Marumbi 10.314 151.797 44 162.155 6.386 49.092 106.677 162.155 Santa Vitória do Palmar 179.841 61.659 1.714.914 1.956.414 133.850 1.145.510 677.054 1.956.414 Teles Pires Participações 179.487 409.336 4.974.665 5.563.488 396.012 3.620.993 1.546.483 5.563.488 TSBE 56.604 602.811 49 659.464 220.845 116.818 321.801 659.464 TSLE 127.923 888.676 2.309 1.018.908 78.798 551.533 388.577 1.018.908

Balanços Patrimoniais – 2017

Patrimônio Líquido Total

PassivoAtivo

Circulante

Não circulante

Circulante Não CirculanteTotal

Sociedades de Propósito Específicos (SPE´s) Outros

Imobilizado, Intangível e

InvestimentosControladasChuí IX 2.424 16.972 56.280 75.676 13.551 42.807 19.318 75.676 Hermenegildo I 9.466 59.415 201.521 270.402 44.338 152.285 73.779 270.402 Hermenegildo II 9.636 62.996 191.695 264.327 49.440 149.140 65.747 264.327 Hermenegildo III 5.613 64.206 152.418 222.237 63.644 122.692 35.901 222.237 Paraíso 106 8.784 - 8.890 4.353 5.520 (983) 8.890 Uirapuru 12.183 73.866 - 86.049 12.010 13.803 60.236 86.049 Controladas em conjuntoChuí 43.656 15.780 552.147 611.583 52.654 773.333 (214.404) 611.583 Costa Oeste 9.892 102.620 89 112.601 8.003 31.593 73.005 112.601 ESBR Participações 635.183 886.818 22.175.679 23.697.680 1.246.899 14.120.972 8.329.809 23.697.680 Etau 50.117 124.334 - 174.451 41.675 41.595 91.181 174.451 Fronteira Oeste 4.668 71.708 - 76.376 29.596 31.655 15.125 76.376 Livramento 7.441 2.248 153.635 163.324 82.097 428.631 (347.404) 163.324 Marumbi 12.614 173.234 41 185.889 17.760 53.931 114.198 185.889 Santa Vitória do Palmar 24.733 31.878 1.071.713 1.128.324 71.194 879.132 177.998 1.128.324 Teles Pires Participações 171.012 422.669 5.145.968 5.739.649 553.491 3.568.165 1.617.993 5.739.649 TSBE 51.964 644.361 57 696.382 33.949 315.590 346.843 696.382 TSLE 58.982 915.427 2.389 976.798 91.864 609.876 275.058 976.798

Balanços Patrimoniais – 2016

TotalCirculante

Não circulante

Total Circulante Não Circulante

Patrimônio Líquido

Ativo Passivo

93


Companhia Fechada


Receita Operacional

Líquida

Despesa Operacional

Resultado do Serviço

Resultado Financeiro

(-) Constituição/ (+) Reversão de

Impairment

Resultado Operacional IR e CSLL Resultado

do Período

ControladasChuí IX 11.474 (8.131) 3.343 (2.868) 9.868 10.343 (3.608) 6.735 Hermenegildo I 41.044 (27.585) 13.459 (12.256) 37.020 38.223 (13.134) 25.089 Hermenegildo II 37.098 (27.546) 9.552 (14.760) 45.449 40.241 (13.402) 26.839 Hermenegildo III 34.725 (23.550) 11.175 (11.852) 64.886 64.209 (21.242) 42.967 Livramento 27.860 2.192 30.052 (3.495) 4.256 30.813 (2.624) 28.189 Paraíso 911 (939) (28) (538) - (566) - (566) Uirapuru 22.120 (5.101) 17.019 (313) - 16.706 (1.787) 14.919 Controladas em conjuntoChuí 110.402 (56.761) 53.641 (31.786) 157.709 179.564 (4.595) 174.969 Costa Oeste 11.880 (15.826) (3.946) (1.824) - (5.770) 738 (5.032) ESBR Participações 2.846.855 (1.979.229) 867.626 (1.220.319) 225.018 (127.675) 40.718 (86.957) Etau 27.883 (8.468) 19.415 (1.779) - 17.636 (2.966) 14.670 Fronteira Oeste 58.178 (46.468) 11.710 (1.096) (52.219) (41.605) 15.556 (26.049) Marumbi 19.570 (29.158) (9.588) (3.140) - (12.728) 807 (11.921) Santa Vitória do Palmar 216.426 (92.630) 123.796 (67.754) 16.683 72.725 (7.761) 64.964 Teles Pires Participações 828.490 (801.068) 27.422 (337.248) - (309.826) 79.749 (230.077) TSBE 53.374 (9.805) 43.569 (26.994) (53.946) (37.371) 12.329 (25.042) TSLE 116.254 (39.757) 76.497 (58.052) - 18.445 (2.073) 16.372


Receita Operacional

Líquida

Despesa Operacional

Resultado do Serviço

Resultado Financeiro

(-) Constituição/ (+) Reversão de

Impairment

Resultado Operacional IR e CSLL Resultado

do Período

ControladasChuí IX 6.840 (4.727) 2.113 (5.399) - (3.286) 1.117 (2.169) Hermenegildo I 23.257 (19.452) 3.805 (13.762) - (9.957) 3.385 (6.572) Hermenegildo II 22.806 (17.833) 4.973 (13.315) - (8.342) 2.836 (5.506) Hermenegildo III 18.842 (15.374) 3.468 (12.650) - (9.182) 3.121 (6.061) Paraíso 5.072 (5.311) (239) (72) - (311) - (311) Uirapuru 15.890 (4.512) 11.378 276 - 11.654 (913) 10.741 Controladas em conjuntoChuí 41.549 (31.581) 9.968 (24.419) - (14.451) (2.006) (16.457) Costa Oeste 17.229 (1.786) 15.443 (740) - 14.703 (1.215) 13.487 ESBR Participações 1.788.465 (1.657.516) 130.949 (710.707) - (579.758) 170.862 (408.896) Etau 41.555 (19.686) 21.869 (618) - 21.251 (2.979) 18.272 Fronteira Oeste 15.080 (7.447) 7.633 (3.302) - 4.331 (1.472) 2.859 Livramento 7.128 3.310 10.438 (14.947) - (4.509) - (4.509) Marumbi 32.236 (7.254) 24.982 (2.734) - 22.248 (1.471) 20.777 Santa Vitória do Palmar 73.494 (51.667) 21.827 (66.605) - (44.778) (3.202) (47.980) Teles Pires Participações 521.845 (419.585) 102.260 (207.117) - (104.857) 13.449 (91.408) TSBE 41.654 (7.670) 33.984 (26.012) - 7.972 (1.589) 6.383 TSLE 72.191 (11.001) 61.190 (50.355) - 10.835 (4.752) 6.083

Demonstrações de Resultados – 31.12.2017

Demonstrações de Resultados – 31.12.2016

16.8 COMPROMISSOS ADVINDOS DOS ACORDOS DE ACIONISTAS

a) Uirapuru Transmissora de Energia S/A

O acordo de acionistas da Uirapuru Transmissora de Energia S/A, firmado em 11 de agosto de 2011, prevê na “cláusula 7 - Do Direito de Preferência na Alienação das Ações de Emissão da Companhia e das Garantias Oferecidas à ELOS” que a “Eletrosul garante à ELOS o direito de, a partir do término do 10º (décimo) ano de assinatura do presente acordo, retirar-se da Companhia mediante o ressarcimento do investimento realizado na Companhia com aporte de recursos próprios, devidamente atualizados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA/IBGE) e acrescidos de um valor, a ser determinado na data de manifestação da saída, que garanta à ELOS uma taxa de rentabilidade real do acionista (TIR Real do Acionista) de 9,0% (nove por cento) ao ano no período”.

b) Livramento Holding S/A

O Acordo Global de Aditamento, firmado em 30 de junho de 2014, conforme itens 2.3, ii e 2.3.3, estabelece que a Eletrosul “(..) (ii) adquirirá, por opção da ELOS, a totalidade das ações atualmente detidas pela ELOS mediante ajuste em instrumento próprio. (...) 2.3.3. O disposto no Item 2.3 (ii) acima será realizado pelo valor efetivamente aportado pela ELOS e rentabilizado, desde a data do aporte até o efetivo pagamento, pela Eletrosul de acordo com a Meta Atuarial do Plano BD Eletrosul da Fundação ELOS”.

94


Companhia Fechada

Em 21 de dezembro de 2015, a Fundação Elos, na condição de acionista da Livramento Holding S/A, formalizou a intenção em exercer o direito de venda de sua participação à Eletrosul, conforme previsto na cláusula 9.1.7 do Acordo Global de Acionistas. A participação acionária corresponde a 6,47% do capital social. O total das ações detidas e integralizadas pela ELOS, foram corrigidas e atualizadas pela Meta Atuarial do plano BD-ELOS/ELETROSUL, desde a data da integralização até a data do pagamento, conforme previsto no Acordo Global de Acionistas. A Eletrosul reconheceu a dívida no Balanço no montante de R$ 23.356 mil, passando a deter 59% de participação acionária na SPE Livramento Holding S/A em 31 de dezembro de 2017, o valor atualizado é de R$ 28.617 mil.

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

Em resposta à ELOS, a Companhia informou haver dificuldade em efetivar a liquidação financeira e o respectivo pagamento da opção de venda enquanto não fosse consolidada a reestruturação societária bem como a aprovação da matéria pela Eletrobras. Em 9 de março de 2017 a Eletrosul notificou extrajudicialmente a ELOS, requerendo novas bases comutativas, justas e remuneratórias devido a fatos supervenientes e imprevistos ocorridos no empreendimento objeto da opção de venda de participação exercida pela ELOS. A ELOS contranotificou a Eletrosul em 31 de março de 2017, reafirmando a legalidade, validade e eficácia dos efeitos jurídicos da cláusula 2.3.3. do Acordo Global de Aditamento, firmado em 30 de junho de 2014, discordando da declaração unilateral de torná-la sem efeito e cientificando que o tema seria submetido ao Centro de Arbitragem e Mediação da Câmara de Comércio Brasil-Canadá, conforme disposto no Acordo de Acionistas. Em 27 de julho de 2017 foi protocolado o requerimento da Instituição de Arbitragem e Mediação da Câmara de Comércio Brasil-Canadá.

95


Companhia Fechada

NOTA 17 – IMOBILIZADO


17.1 COMPOSIÇÃO

2017 2016 2017 2016Geração

Imobilizações em serviço 2.969.420 2.971.508 3.164.874 4.033.175 (-) Depreciação acumulada (556.510) (440.979) (577.467) (490.700) Imobilizações em curso 57.839 51.878 163.677 57.163

(-) Impairment (CPC 01 (R1)) (204.882) (319.414) (334.751) (774.559) Total geração 2.265.867 2.262.993 2.416.333 2.825.079 Transmissão - Empreendimento Binacional

Imobilizações em serviço 59.040 58.874 59.040 58.874 (-) Depreciação acumulada (3.560) (1.958) (3.560) (1.958) Imobilizações em curso - (138) - (138)

Total transmissão 55.480 56.778 55.480 56.778 Administração

Imobilizações em serviço 80.152 83.772 80.314 83.942 (-) Depreciação acumulada (47.617) (48.553) (47.719) (48.596) Imobilizações em curso 17.977 15.536 17.977 15.536

Total administração 50.512 50.755 50.572 50.882

Total imobilizado líquido 2.371.859 2.370.526 2.522.385 2.932.739


Imobilizado em curso na geração – a transferência para imobilizado em serviço aguarda a conclusão da unitização dos ativos, conforme previsto na resolução nº 674/2015 da ANEEL.

Garantia de financiamento – 45 (quarenta e cinco) aerogeradores dos parques eólicos Cerro Chato I, II e III, respectivamente, estão em garantia ao financiamento concedido pelo Banco do Brasil através das cédulas de crédito industrial nº 4000508-9, 4000509-7 e 4000510-0.

17.2 ENCARGOS FINANCEIROS CAPITALIZADOS

Os encargos financeiros vinculados aos financiamentos são reconhecidos no ativo imobilizado durante o período de construção dos empreendimentos de energia elétrica. No período não houve encargos capitalizados no imobilizado.

96


Companhia Fechada

17.3 TAXAS DE DEPRECIAÇÃO

2017 2016Geração

Reservatórios, barragens e adutoras 3,65% 3,65%Edificações, obras civis e benfeitorias 3,78% 3,79%Máquinas e equipamentos 4,12% 4,12%Móveis e utensílios 6,25% 6,25%Terrenos 3,52% 3,52%

Transmissão - Empreendimento BinacionalMáquinas e equipamentos 2,72% 2,72%

AdministraçãoEdificações, obras civis e benfeitorias 3,33% 3,33%Máquinas e equipamentos 4,56% 4,61%Veículos 14,29% 14,29%Móveis e utensílios 6,25% 6,25%

Consolidado

A Companhia adota, para os cálculos de depreciação do ativo imobilizado da geração, a regra “pelo prazo de concessão/autorização ou vida útil, dos dois, o maior”, sendo que a regra da vida útil é definida pelas taxas estabelecidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE), anexo à resolução normativa nº 674/2015 da ANEEL. Para cálculo da depreciação do ativo imobilizado de transmissão e da administração, a Companhia adota apenas as taxas de depreciação da ANEEL como parâmetro.

17.4 MOVIMENTAÇÃO DO ATIVO IMOBILIZADO

31.12.2016 Adições Baixas Transferências 31.12.2017Geração

Em serviço 2.971.508 - (13) (2.075) 2.969.420 Depreciação acumulada (440.979) (115.986) 12 443 (556.510) Em curso 51.878 12.254 (8.251) 1.958 57.839

Total 2.582.407 (103.732) (8.252) 326 2.470.749

Transmissão - Empreendimento BinacionalEm serviço 58.874 - (138) 304 59.040 Depreciação acumulada (1.958) (1.473) 5 (134) (3.560) Em curso (138) 442 - (304) -

Total 56.778 (1.031) (133) (134) 55.480

Administração - Em serviço 83.772 - (6.585) 2.965 80.152 Depreciação acumulada (48.553) (4.359) 5.506 (211) (47.617) Em curso 15.536 4.484 (15) (2.028) 17.977

Total 50.755 125 (1.094) 726 50.512 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (319.414) (75) 114.607 - (204.882)

TOTAL 2.370.526 (104.713) 105.128 918 2.371.859

Controladora

97


Companhia Fechada

31.12.2016 Adições Baixas TransferênciasAquisição de controle de

investida


societária31.12.2017

GeraçãoEm serviço 4.033.175 - (9.767) (2.075) 195.454 (1.051.913) 3.164.874 Depreciação acumulada (490.700) (162.580) 12 443 (20.957) 96.315 (577.467) Em curso 57.163 13.513 (8.251) 1.958 105.838 (6.544) 163.677

Total 3.599.638 (149.067) (18.006) 326 280.335 (962.142) 2.751.084

Transmissão - Empreendimento BinacionalEm serviço 58.874 - (138) 304 - - 59.040 Depreciação acumulada (1.958) (1.473) 5 (134) - - (3.560) Em curso (138) 442 - (304) - - -

Total 56.778 (1.031) (133) (134) - - 55.480 Administração

Em serviço 83.942 6 (6.585) 2.965 156 (170) 80.314 Depreciação acumulada (48.596) (4.377) 5.506 (211) (102) 61 (47.719) Em curso 15.536 4.484 (15) (2.028) - - 17.977

Total 50.882 113 (1.094) 726 54 (109) 50.572 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (774.559) (59.999) 331.757 - (129.869) 297.919 (334.751)

TOTAL 2.932.739 (209.984) 312.524 918 150.520 (664.332) 2.522.385

Consolidado


Em serviço 2.692.137 - (641) 280.012 2.971.508 Depreciação acumulada (325.217) (115.156) 41 (647) (440.979) Em curso 315.351 44.856 (29.088) (279.241) 51.878

Total 2.682.271 (70.300) (29.688) 124 2.582.407

Transmissão - Empreendimento BinacionalEm serviço 50.651 - - 8.223 58.874 Depreciação acumulada (357) (1.601) - - (1.958) Em curso 7.840 411 (166) (8.223) (138)

Total 58.134 (1.190) (166) - 56.778

AdministraçãoEm serviço 72.184 98 (83) 11.573 83.772 Depreciação acumulada (38.464) (4.420) 54 (5.723) (48.553) Em curso 15.820 1.947 (26) (2.205) 15.536

Total 49.540 (2.375) (55) 3.645 50.755 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (335.285) (47.348) 49.171 14.048 (319.414)

TOTAL 2.454.660 (121.213) 19.262 17.817 2.370.526

Controladora

98


Companhia Fechada


Em serviço 2.783.803 - (6.786) 1.256.158 4.033.175 Depreciação acumulada (326.304) (163.790) 41 (647) (490.700) Em curso 1.289.870 53.619 (30.939) (1.255.387) 57.163

Total 3.747.369 (110.171) (37.684) 124 3.599.638

Transmissão - Empreendimento BinacionalEm serviço 50.651 - - 8.223 58.874 Depreciação acumulada (357) (1.601) - - (1.958) Em curso 7.840 411 (166) (8.223) (138)

Total 58.134 (1.190) (166) - 56.778

AdministraçãoEm serviço 72.347 106 (84) 11.573 83.942 Depreciação acumulada (38.488) (4.439) 54 (5.723) (48.596) Em curso 15.820 1.947 (26) (2.205) 15.536

Total 49.679 (2.386) (56) 3.645 50.882

(-) Impairment (CPC 01 (R1)) (555.630) (282.148) 49.171 14.048 (774.559)

TOTAL 3.299.552 (395.895) 11.265 17.817 2.932.739

Consolidado

17.5 INDISPONIBILIDADE DE BENS

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e as instalações utilizados na produção de energia elétrica são vinculados a estes serviços públicos, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão do Poder Concedente. As instalações de geração da Companhia estão demonstradas nas notas nº 2.1 e nº 2.2.

A Resolução normativa da ANEEL, nº 691/2015, disciplina a desvinculação, por iniciativa de agente setorial, de bens vinculados aos serviços de geração, transmissão e distribuição de energia. A norma estabelece a obrigatoriedade de anuência prévia da ANEEL, para a desvinculação de bens vinculados aos serviços de energia elétrica, dispensando nos casos que o agente setorial constituir dossiê de desvinculação. A norma determina ainda, que os recursos da alienação mediante contrato de compra e venda, já deduzidos os encargos incidentes sobre a receita de venda, sejam depositados em conta bancária vinculada, para que sejam reaplicados na concessão.

17.6 REVERSÃO DE BENS VINCULADOS À CONCESSÃO

Ao término dos contratos de concessão, todos os bens e instalações vinculados às usinas passarão a integrar o patrimônio da União. Os investimentos adicionais ao projeto básico autorizado, realizados para garantir a continuidade e a atualidade do serviço concedido, terão a parcela não amortizada ou depreciada indenizada ao término da concessão.

17.7 BENS E DIREITOS DA UNIÃO

A Companhia mantém, em registros auxiliares, o montante de R$ 5.198 mil a título de Bens da União sob Administração (BUSA), relativo à parte da subestação - SE Alegrete, Linha de Transmissão de 138 kV Jupiá/ Mimoso I, Linha de Transmissão de 138 kV Mimoso/Campo Grande I, Linha de Transmissão de 230 kV Assis/Londrina, Linha de Transmissão de 230 kV Londrina/Apucarana e um terreno situado no município de Capivari de Baixo.

99


Companhia Fechada

NOTA 18 – INTANGÍVEL


2017 2016 2017 2016Intangível em serviço

Softwares 4.258 4.258 4.258 4.281 Servidões 6.846 6.605 7.179 6.605 Uso de bens públicos 25.636 25.636 25.636 25.636 Intangível - direito de concessões 242.886 242.886 458.368 259.958 Outros 199 199 199 41.378

279.825 279.584 495.640 337.858 (-) Amortização acumulada

Softwares 20,00% (4.258) (4.258) (4.258) (4.258) Uso de bens públicos 3,65% (4.526) (3.591) (4.526) (3.591) Intangível - direito de concessões (107.900) (99.703) (107.901) (103.610) Outros - - - (1.500)

(116.684) (107.552) (116.685) (112.959) Intangível em curso

Softwares 12.110 9.081 12.110 9.081 Servidões 55 55 282 55 Outros 11.612 11.612 11.612 11.612

23.777 20.748 24.004 20.748

(-) Impairment (CPC 01 (R1)) (46.543) (47.903) (261.883) (47.903)

Total Intangível 140.375 144.877 141.076 197.744


A movimentação do intangível está demonstrada abaixo:

31.12.2016 Adições Baixas Transferências 31.12.2017Intangível em serviço

Softwares 4.258 - - - 4.258 Servidões 6.605 - - 241 6.846 Uso de bens públicos 25.636 - - - 25.636 Intangível - direito de concessões 242.886 - - - 242.886 Outros 199 - - - 199

279.584 - - 241 279.825 (-) Amortização acumulada

Softwares (4.258) - - - (4.258) Uso de bens públicos (3.591) (935) - - (4.526) Intangível - direito de concessões (99.703) (8.197) - - (107.900)

(107.552) (9.132) - - (116.684) Intangível em curso

Softwares 9.081 3.029 - - 12.110 Servidões 55 241 - (241) 55 Outros 11.612 - - - 11.612

20.748 3.270 - (241) 23.777 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (47.903) - 1.360 - (46.543)

Total Intangível 144.877 (5.862) 1.360 - 140.375

Controladora

100


Companhia Fechada

31.12.2016 Adições Baixas TransferênciasAquisição de controle de

investida

Transferência ativos mantidos

para venda


societária31.12.2017

Intangível em serviçoSoftwares 4.281 - (1) - - - (22) 4.258 Servidões 6.605 - - 241 333 - - 7.179 Uso de bens públicos 25.636 - - - - - - 25.636 Intangível - direito de concessões 259.958 215.340 - - 142 (17.072) - 458.368 Outros 41.378 - - - - - (41.179) 199

337.858 215.340 (1) 241 475 (17.072) (41.201) 495.640 (-) Amortização acumulada

Softwares (4.258) - - - - - - (4.258) Uso de bens públicos (3.591) (935) - - - - - (4.526) Intangível - direito de concessões (103.610) (8.918) - - (1) 4.628 - (107.901) Outros (1.500) (1.226) - - - - 2.726 -

(112.959) (11.079) - - (1) 4.628 2.726 (116.685) Intangível em curso

Softwares 9.081 3.029 - - - - - 12.110 Servidões 55 241 - (241) 227 - - 282 Outros 11.612 - - - - - - 11.612

20.748 3.270 - (241) 227 - - 24.004 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (47.903) (215.340) 1.360 - - - - (261.883)

Total Intangível 197.744 (7.809) 1.359 - 701 (12.444) (38.475) 141.076

Consolidado

31.12.2015 Adições Transferências 31.12.2016Intangível em serviço

Softwares 4.258 - - 4.258 Servidões 6.344 - 261 6.605 Uso de bens públicos 25.636 - - 25.636 Intangível - direito de concessões 242.886 - - 242.886 Outros 199 - - 199

279.323 - 261 279.584 (-) Amortização acumulada

Softwares (4.239) (19) - (4.258) Uso de bens públicos (2.655) (936) - (3.591) Intangível - direito de concessões (91.505) (8.198) - (99.703)

(98.399) (9.153) - (107.552) Intangível em curso

Softwares 7.015 2.066 - 9.081 Servidões 312 141 (398) 55 Outros 11.610 - 2 11.612

18.937 2.207 (396) 20.748 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (33.855) - (14.048) (47.903)

Total Intangível 166.006 (6.946) (14.183) 144.877

Controladora

101


Companhia Fechada

31.12.2015 Adições Transferências 31.12.2016Intangível em serviço

Softwares 4.278 3 - 4.281 Servidões 6.344 - 261 6.605 Uso de bens públicos 25.636 - - 25.636 Intangível - direito de concessões 259.958 - - 259.958 Outros 4.224 274 36.880 41.378

300.440 277 37.141 337.858 (-) Amortização acumulada

Softwares (4.239) (19) - (4.258) Uso de bens públicos (2.655) (936) - (3.591) Intangível - direito de concessões (94.691) (8.919) - (103.610) Outros - (1.500) - (1.500)

(101.585) (11.374) - (112.959) Intangível em curso

Softwares 7.015 2.066 - 9.081 Servidões 312 141 (398) 55 Outros 48.490 - (36.878) 11.612

55.817 2.207 (37.276) 20.748 (-) Impairment (CPC 01 (R1)) (33.855) - (14.048) (47.903)

Total Intangível 220.817 (8.890) (14.183) 197.744

Consolidado

Os direitos de concessão das controladas foram definidos com base no valor presente de projeções de fluxo de caixa futuros estimados, obtidos através de avaliações econômico-financeiras, e decorreram da aquisição da concessão outorgada pela ANEEL para o uso do sistema de transmissão de energia elétrica.

O valor registrado dos direitos de concessão refere-se à aquisição da participação acionária na SC Energia em 11 de fevereiro de 2009, na Artemis em 11 de agosto de 2011 e na Uirapuru em 11 de agosto de 2011. Os direitos de concessão têm vida útil definida e estão sendo amortizados de acordo com o período de concessão.

De acordo com a Orientação Técnica “OCPC 05”, os valores relativos ao uso de bem público decorrentes de contratos de concessões onerosas com a União estão demonstrados ao custo amortizado e atualizados conforme dispõem os contratos. Assim, a Companhia contabilizou os registros de uso de bem público, os quais foram descontados ao custo médio ponderado de capital. Os valores estão divulgados na nota nº 29.

102


Companhia Fechada

NOTA 19 – IMPAIRMENT

Política contábil: nota explicativa 4.2.11 e 5.1.

A Companhia identificou evidências de reversões de impairment em alguns ativos imobilizado e intangível de geração em 2017. Os ajustes por unidade geradora de caixa estão apresentados abaixo:

Alienação/ alteração de participação

societária2017 2016 2017 2017 2016

Geração - imobilizado/intangívelUGC PCH João Borges (5.454) 8.743 47.327 52.781 UGC PCH Rio Chapéu (4.717) 4.827 - 37.389 42.106 UGC PCH Coxilha Rica - - - 9.991 9.991 UGC PCH Santo Cristo 75 20.076 - 20.151 20.076 UGC UHE Passo São João (58.071) 13.045 - 73.106 131.177 UGC UHE São Domingos (45.176) 473 - - 45.176 UGC Eólica Coxilha Seca (1.373) (28.993) - 20.836 22.209 UGC Eólica Galpões (606) (8.933) - 3.478 4.084 UGC Eólica Capão do Inglês (570) (11.245) - 5.108 5.678 UGC Solar São Domingos - 184 - 184 184

(115.892) (1.823) - 217.570 333.462 Transmissão - ativo financeiroUGC LT Presidente Méd. - Santa Cruz (2.067) (6.728) - 18.544 20.611 UGC SE Missões - (2.874) - - - UGC LT Campos Novos - Nova Santa Rita 350 (13.975) - 17.197 16.847 UGC SE Caxias/Ijuí/ N. Petrópolis /Lajeado (27.553) (4.706) - - 27.553 UGC LT Monte Claro - Garibaldi (2.669) (1.536) - 5.001 7.670 UGC SE Ivinhema 1.165 5.250 - 6.415 5.250 UGC Conversora Uruguaiana (692) (1.390) - 1.720 2.412

(31.466) (25.959) - 48.877 80.343 IntangívelUGC LT Salto Santiago - Ivaiporã - Cascavel - - - 33.855 33.855 Investimento societário - Livramento 215.340 - - 215.340 -

215.340 - - 249.195 33.855 ControladasGeração - imobilizado/intangívelChuí IX (9.869) 14.397 (27.159) - 37.028 Hermenegildo I (37.020) 73.468 (92.749) - 129.769 Hermenegildo II (45.449) 77.214 (97.580) - 143.029 Hermenegildo III (64.888) 69.721 (80.431) - 145.319 Livramento - - 129.869 129.869 -

(157.226) 234.800 (168.050) 129.869 455.145 Total (89.244) 207.018 (168.050) 645.511 902.805

Saldos da provisão no Balanço Patrimonial

Efeitos no resultado

Consolidado

Em 2017 foi efetuado cálculo de impairment para os ativos imobilizados e intangíveis corporativos. Os impactos das reversões de impairment, na Controladora, decorrem basicamente da redução da taxa de desconto e da gestão de custos. Já os impactos das reversões de impairment das Eólicas Hermenegildo I, II, III e Chuí IX derivam dos efeitos positivos do processo de descontratação de energia através mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD junto a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, com a oferta de descontratação total dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, de abril a dezembro de 2017 (CCEE A “0”) e 2018 até o final dos contratos (CCEE A “4+”). Assim, além

103


Companhia Fechada

de cessar a necessidade de provisão para energia reduzida e a aquisição de energia, a descontratação elevou o montante das receitas futuras.

PRINCIPAIS PREMISSAS ADOTADAS

2017 2016 Taxa de desconto pós-imposto - Geração 6,12% a 6,33% 6,26% a 6,33% Taxa de desconto pós-imposto - Transmissão 5,88% 6,02% Preço da energia gerada Valor atualizado dos preços dos contratos vigentes

no ambiente regulado e/ou livre. PIS e Cofins 9,25% sobre a receita bruta. Pesquisa e desenvolvimento 1% da ROL. CFURH (Royalties) Montantes determinados em resoluções da ANEEL. EUSD/EUST Montantes determinados em resoluções da ANEEL. Taxa de fiscalização da ANEEL 0,4% da receita bruta. RGR 3% da receita bruta para concessões de transmissão

licitadas até 11 de setembro de 2012 (Lei 12.783/2013), deduzida a taxa de fiscalização.

Uso do Bem Público (UBP) Valores estabelecidos nos contratos de concessão. Depreciação Durante o prazo de concessão e/ou autorizações. Pessoal, materiais, serviços e outros Orçamento financeiro apurado por Unidade Geradora

de Caixa (UGC). Não foi considerado o efeito futuro de redução de quadro de pessoal.

Prazos do fluxo de caixa Prazos das concessões e/ou autorizações.

NOTA 20 – FORNECEDORES


A composição de saldo de fornecedores é apresentada como segue:

Fornecedores 2017 2016 2017 2016Materiais e serviços 45.660 43.429 55.012 96.363 Encargos de uso da rede elétrica 1.902 1.904 2.031 2.571

Partes relacionadas (nota 26.2) 506 299 506 299 Outros 1.396 1.605 1.525 2.272

Fornecimento de energia elétrica 43.122 31.195 43.122 28.554 Partes relacionadas (nota 26.2) 43.091 27.533 43.091 24.892 Câmara de Com. de Energia Elétrica 31 3.662 31 3.662

90.684 76.528 100.165 127.488


104


Companhia Fechada

NOTA 21 – FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

Política contábil: nota explicativa 4.2.13. A Companhia utiliza recursos de financiamentos e empréstimos para financiar a implantação de investimentos corporativos e inversões financeiras em empreendimentos em sociedades controladas e empreendimentos controlados em conjunto. Em 2017, a Companhia efetuou pagamento dos seguintes financiamentos e empréstimos: Em 9 de agosto de 2017, a Companhia amortizou parcialmente a dívida junto à Eletrobras, no montante de R$ 469.944 mil (curto e longo prazo), efetuada após liberação, pelo Tesouro Nacional, dos recursos relativos à Lei 8.727/93. Em 29 de dezembro de 2017 a Companhia liquidou o montante de R$ 939.297 mil (principal + encargos) referentes aos financiamentos contratados junto a Eletrobras. A amortização da dívida foi viabilizada mediante a transferência de participações societárias detidas pela Companhia para a Eletrobras, conforme nota 1.5.

21.1 COMPOSIÇÃO

Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Principal Total Encargos Principal Principal TotalMoeda estrangeira

Partes relacionadasEletrobras - 11.328 218.798 230.126 - 11.328 218.798 230.126

- 11.328 218.798 230.126 - 11.328 218.798 230.126 Moeda nacional

Partes relacionadasEletrobras 160 91.026 612.473 703.659 160 91.026 612.473 703.659

Instituições financeirasBRDE 30 4.891 2.026 6.947 30 4.891 2.026 6.947 BNDES 2.000 89.902 495.048 586.950 2.541 93.266 533.203 629.010 Banco do Brasil 1.665 73.866 301.771 377.302 1.665 73.866 301.771 377.302 CAIXA 7.595 200.000 - 207.595 7.595 200.000 - 207.595

11.450 459.685 1.411.318 1.882.453 11.991 463.049 1.449.473 1.924.513 11.450 471.013 1.630.116 2.112.579 11.991 474.377 1.668.271 2.154.639

Controladora Consolidado2017 2017

Circulante Circulante

Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Principal Total Encargos Principal Principal TotalMoeda estrangeira

Partes relacionadasEletrobras - 4.352 199.345 203.697 - 4.352 199.345 203.697

- 4.352 199.345 203.697 - 4.352 199.345 203.697 Moeda nacional

Partes relacionadasEletrobras 63.855 149.108 1.879.391 2.092.354 63.855 149.108 1.879.391 2.092.354

Instituições financeirasBRDE 50 4.843 6.818 11.711 8.815 20.580 146.936 176.331 BNDES 2.318 93.577 578.730 674.625 19.497 115.289 882.310 1.017.096 Banco do Brasil 2.985 73.682 374.195 450.862 2.985 73.682 374.195 450.862 CAIXA 12.844 200.000 - 212.844 12.844 200.000 - 212.844

82.052 521.210 2.839.134 3.442.396 107.996 558.659 3.282.832 3.949.487 82.052 525.562 3.038.479 3.646.093 107.996 563.011 3.482.177 4.153.184



105


Companhia Fechada

21.2 MOVIMENTAÇÃO E SALDO DOS FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS

Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Total Principal Encargos Principal Total PrincipalSaldos em 31.12.2015 53.690 392.368 446.058 2.954.493 - - - 251.801

Ingressos - - - 4.287 - - - - Refinanciamentos (206.448) 504 (205.944) 205.944 - - - - Provisão de encargos 390.229 - 390.229 496 6.222 - 6.222 - Variação monetária e cambial (74) 3.665 3.591 52.860 - - - (48.104) Transferências - 378.946 378.946 (378.946) - 4.352 4.352 (4.352) Amortizações/pagamentos (155.345) (254.273) (409.618) - (6.222) - (6.222) -

Saldos em 31.12.2016 82.052 521.210 603.262 2.839.134 - 4.352 4.352 199.345 Refinanciamentos 53.702 (61.612) (7.910) 7.910 - - - - Provisão de encargos 324.566 3 324.569 296 6.677 - 6.677 - Variação monetária e cambial - 1.513 1.513 28.579 - - - 31.405 Transferências - 1.464.601 1.464.601 (1.464.601) - 11.952 11.952 (11.952) Amortizações/pagamentos (448.870) (1.466.030) (1.914.900) - (6.677) (4.976) (11.653) -

Saldos em 31.12.2017 11.450 459.685 471.135 1.411.318 - 11.328 11.328 218.798

ControladoraMoeda nacional Moeda estrangeira


Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Total Principal Encargos Principal Total Principal

Saldos em 31.12.2015 59.424 542.802 602.226 2.969.654 - - - 251.801 Ingressos - - - 498.371 - - - - Alienação concessão nº 010/2009 - - - (12.454) - - - - Refinanciamentos (206.448) 504 (205.944) 205.944 - - - - Provisão de encargos 440.612 - 440.612 496 6.222 - 6.222 - Variação monetária e cambial (94) 3.511 3.417 52.449 - - - (48.104) Transferências (1.627) 433.255 431.628 (431.628) - 4.352 4.352 (4.352) Amortizações/pagamentos (183.871) (421.413) (605.284) - (6.222) - (6.222) -

Saldos em 31.12.2016 107.996 558.659 666.655 3.282.832 - 4.352 4.352 199.345 Aquisição de controle de investida 541 3.364 3.905 38.155 - - - - Alienação de controladas (30.043) (30.238) (60.281) (405.727) - - - - Refinanciamentos 53.702 (61.612) (7.910) 7.910 - - - - Provisão de encargos 372.353 3 372.356 296 6.677 - 6.677 - Variação monetária e cambial - 1.292 1.292 28.421 - - - 31.405 Transferências (1.395) 1.502.339 1.500.944 (1.500.944) - 11.952 11.952 (11.952) Transferência para passivos mantidos para venda (730) (5.883) (6.613) (1.470) - - - - Amortizações/pagamentos (490.433) (1.504.875) (1.995.308) - (6.677) (4.976) (11.653) -

Saldos em 31.12.2017 11.991 463.049 475.040 1.449.473 - 11.328 11.328 218.798

Consolidado


Moeda nacional Moeda estrangeira

21.3 VENCIMENTOS DE LONGO PRAZO

A amortização das parcelas de financiamento e empréstimos de longo prazo se apresenta da seguinte forma:

2016

Ano Eletrobras Eletrobras/ KfW

Demais Financiadores Total Total

2018 - - - - 428.187 2019 53.019 12.622 145.943 211.584 401.540 2020 42.761 12.622 126.339 181.722 371.658 2021 42.761 12.622 98.796 154.179 344.227 2022 42.761 13.963 91.004 147.728 336.308 2023 42.761 15.305 91.004 149.070 275.062 Após 2023 388.410 151.664 245.759 785.833 881.497

Total 612.473 218.798 798.845 1.630.116 3.038.479

Controladora2017

106


Companhia Fechada

2016

Ano Eletrobras Eletrobras/ KfW

Demais Financiadores Total Total

2018 - - - - 428.187 2019 53.019 12.622 149.847 215.488 434.956 2020 42.761 12.622 130.243 185.626 400.402 2021 42.761 12.622 102.700 158.083 371.413 2022 42.761 13.963 94.908 151.632 363.494 2023 42.761 15.305 94.908 152.974 302.248 Após 2023 388.410 151.664 264.394 804.468 1.181.477

Total 612.473 218.798 837.000 1.668.271 3.482.177

2017Consolidado

21.4 CONDIÇÕES CONTRATUAIS DOS FINANCIAMENTOS DA CONTROLADORA

Saldos em31.12.2017 933.785

12/01/2006 Reforço energético ilha - continente 7,0% a.a. 30/08/2019 a 27.279 14/03/2011 Reluz Novo Hamburgo RS 6,5% a.a. 28/02/2018 c 324 01/07/2009 Complexo São Bernardo PCHs Conversão da Moeda (Euro) + 2,2% a.a. 30/12/2038 a 52.766

24/05/2013 Complexo São Bernardo PCHs37% = conversão moeda (Euro)+4,70% a.a.30% = conversão moeda (Euro)+2,20% a.a. 33% = conversão moeda (Euro)+2,24% a.a.

30/12/2042 a 177.360

01/11/2009 Repactuação de dívidas (ECF 2626, ECF 2692 e ECF 2727)

7% a.a. + IPCA 30/01/2033 b 676.056

377.302

06/12/2013Aplicação/aportes junto a SPE's e empreendimentos corporativos 115% do CDI 15/11/2023 e 167.124

16/04/2009 Implantação da UHE Mauá TJLP + 2,13 a.a. 15/01/2028 g 127.393

01/03/2011 Nota de crédito comercial - subestação Biguaçu ampliação D

5,5% a.a. 15/03/2021 h 2.623

01/03/2011 Nota de crédito comercial - subestação Biguaçu ampliação F

5,5% a.a. 15/03/2021 h 877

26/05/2006 Implantação linha 525 kV Campos Novos - Blumenau

80% = TJLP + 4,5% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,5% a.a.

15/05/2019 f 6.966

25/06/2010 Construção dos aerogeradores 4,5% a.a. 15/07/2020 i 72.319 6.947

26/05/2006Implantação linha 525 kV Campos Novos - Blumenau

80% = TJLP + 4,5% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,5% a.a. 15/05/2019 f 6.947

586.950

05/08/2005LT 525 KV interligação Salto Santiago e Cascavel Oeste

80% = TJLP + 4,0% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,0% a.a. 15/10/2018 m 11.549

24/05/2006Implantação linha 525 kV Campos Novos – Blumenau

80% = TJLP + 4,0% a.a.20% = Cesta Moedas + 4,0% a.a. 15/05/2019 f 13.970

23/12/2008 Construção Subestação Biguaçu - 525 kV TJLP + 2,12% a.a. 15/03/2021 f 19.007 04/03/2008 Implantação da UHE Passo São João TJLP + 1,91% a.a. 15/07/2026 j 115.734 20/06/2012 Implantação da UHE Passo São João TJLP + 1,91% a.a. 15/07/2026 j 9.565 16/04/2009 Implantação da UHE Mauá TJLP + 1,81 a.a. 15/01/2028 g 127.377 10/03/2011 Implantação da UHE São Domingos TJLP + 1,72 a.a. 15/06/2028 k 159.969

07/05/2008 Implantação de linha de transmissão 525 kV, Campos Novos (SC) - Nova Santa Rita (RS)

TJLP + 3,00% 15/06/2021 n 42.621

04/04/2012 SE Caxias 6, SE Ijuí 2, SE Nova Petrópolis 2 e SE Lajeado Grande

61% = TJLP + 2,12% a.a.39% = TJLP + 1,72% a.a.

15/03/2027 o 28.576

30/04/2012 SE Foz de Chapecó 63% = TJLP + 2,12% a.a.37% = TJLP + 1,72% a.a.

15/08/2027 p 7.026

26/04/2013 LT 230kV Monte Claro/Garibaldi 92% = TJLP + 2,42% a.a. 8% = TJLP + 2,02% a.a.

15/08/2027 q 7.274

31/08/2015 Ampliação Sistema Sul de Transmissão 51% = TJLP + 1,70% a.a.49% = TJLP + 1,50% a.a.

17/09/2029 l 25.294

31/08/2015 Interligação Brasil Uruguai 32% = TJLP + 1,70% a.a.68% = TJLP + 1,50% a.a.

17/09/2029 l 18.988

207.595

04/08/2015Empreendimento Eólico Livramento - Entorno II (Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês) - CT 1404150001.

124,5% do CDI 07/08/2017 d 207.595

Total 2.112.579

CAIXA ECONÔMICA FEDERAL

BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES

Data da assinatura Objetivo Juros Vencimento

do contrato Garantias

CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A

BANCO DO BRASIL S.A.

BANCO REGIONAL DE DESENVOLVIMENTO DO EXTREMO SUL - BRDE

107


Companhia Fechada

Garantias dos financiamentos e empréstimos da controladora - Os financiamentos e empréstimos da Companhia estão garantidos conforme abaixo:

(a) Receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos;

(b) Contrato sem cláusula de garantia; (c) Seguro Garantia em favor da Eletrobras correspondente a 125% do valor máximo do saldo

devedor previsto para o ano seguinte; (d) Aval da Eletrobras e Cessão Fiduciária de Direitos Creditórios correspondente a 100% (cem por

cento) dos recebíveis do empreendimento Eólico Livramento – Entorno II (Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês) quando da entrada em operação comercial plena destes, até a satisfação de todas as obrigações vinculadas à cédula;

(e) Aval da Eletrobras; (f) Fiança solidária da Eletrobras, penhor dos direitos emergentes da concessão e penhor dos

direitos creditórios (Garantia compartilha entre BNDES/BRDE/BB, credores do empreendimento LT Campos Novos Blumenau e Construção da SE Biguaçu);

(g) Fiança da Eletrobras e vinculação da totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização da energia dos Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado, relativos ao projeto UHE Governador Jayme Canet Júnior (Cota Eletrosul);

(h) Contrato de penhor de duplicatas, vencíveis a prazo de até 180 dias, não excedendo o vencimento do contrato e cobrindo, no mínimo, 125% do saldo devedor;

(i) Penhor dos aerogeradores dos parques eólicos Cerro Chato I, II e III; (j) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos Contratos de

Comercialização de Energia no Ambiente Regulado referentes ao empreendimento UHE Passo São João e direito de receber quaisquer valores que venham a se tornar devidos decorrentes do contrato de concessão 004/2006;

(k) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes da venda de energia produzida no Projeto UHE São Domingos e direito de receber quaisquer valores que venham a se tornar devidos decorrentes do contrato de concessão;

(l) Carta de fiança bancária; (m) Fiança da Eletrobras, Penhor dos Direitos Emergentes da Concessão e Penhor dos Direitos

Creditórios; (n) Penhor dos direitos emergentes do Contrato de Concessão nº 005/2006, penhor de direito de

crédito e penhor de ações ordinárias nominativas de propriedade dos acionistas (contrato em fase de aditamento junto ao BNDES, com distrato do penhor de ações, devido a incorporação da RS Energia pela Eletrosul);

(o) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 031/2010 e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos contratos de conexão;

(p) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão, cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 009/2011 e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes dos contratos de conexão; e

(q) Fiança da Eletrobras, cessão fiduciária dos direitos emergentes da concessão e cessão fiduciária dos direitos creditórios decorrentes do CPST 030/2010.

Em 31 de dezembro de 2017, além dos covenants financeiros, todas as cláusulas restritivas (vide nota nº 21.8) estabelecidas nos contratos de financiamento foram cumpridas pela Companhia.

108


Companhia Fechada

21.5 CONDIÇÕES CONTRATUAIS DOS FINANCIAMENTOS DAS EMPRESAS CONTROLADAS

Saldos em31.12.2017 42.060

Livramento Holding 23/11/2012

Construção e implantação da Eólica Ibirapuitã localizada no Estado do Rio Grande do Sul TJLP + 2,18% 15/06/2030 a 42.060

Total 42.060

Investidas GarantiasVencimento do contrato

Data da assinatura Objetivo Juros

BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES

Principais garantias dos financiamentos e empréstimos das empresas controladas - Os financiamentos e empréstimos das empresas controladas estão garantidos conforme abaixo:

(a) Alienação fiduciária de bens e equipamentos; totalidade das ações representativas do capital social das controladas; e recebíveis e conta reserva.

21.6 COMPOSIÇÃO DO SALDO DA DÍVIDA POR INDICADOR

2017 2016 2017 2016IPCA 676.056 1.084.216 676.056 1.084.216 TJLP 716.707 809.066 758.767 1.312.482 SELIC - 24.125 - 24.125 Euro 230.126 203.697 230.126 203.697 Cesta de moedas - - - 3.675 Taxa CDI 374.719 1.346.211 374.719 1.346.211 Outros 114.971 178.778 114.971 178.778

Total 2.112.579 3.646.093 2.154.639 4.153.184 Principal 2.101.129 3.564.041 2.142.648 4.045.188 Encargos 11.450 82.052 11.991 107.996

Total 2.112.579 3.646.093 2.154.639 4.153.184


21.7 GARANTIAS DA COMPANHIA PARA EMPREENDIMENTOS CONTROLADOS E/OU CONTROLADOS EM CONJUNTO

A Companhia participa na qualidade de interveniente garantidora de empreendimentos de SPE cujos montantes garantidos, projeções e valores já pagos estão demonstrados no quadro abaixo:

a Liberar

2018 2019 2020 Após 2020

2015 Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A.*

BNDES 14.2.0981.1

51,00% 252.108 225.345 220.410 200.672 180.934 2.472 15/02/2029

*Penhor de ações até a liquidação do contrato/cessão fiduciária dos direitos creditórios.

Valor do financiamento (quota parte da

Controlada)

Saldo devedor em 31.12.2017

total do financiamento

Projeção de saldo devedor - fim do exercício

Data do término da

garantiaAno SPE Banco

financiador% de

Participação

Além da garantia prestada para a SPE TSLE, foram emitidas, em 6 de novembro de 2017, Cartas de Fiança Corporativa prestadas pela Eletrosul como contragarantia aos Aditivos n° 2531361 e nº 2531379 aos Contratos de Fiança nº 252.229-9 e nº 253.077-1, respectivamente, firmados entre a SPE Energia Sustentável do Brasil S.A. - ESBR e o Banco Safra S.A., no valor de R$ 64.020 mil e R$ 4.788 mil, respectivamente, correspondente à participação acionária da Eletrosul na SPE (20%).

O risco de execução das referidas garantias é remoto, considerando a não existência de casos anteriores onde a Eletrosul tenha sido chamada a responder pela liquidação da garantia, bem como tendo em vista a geração de caixa da SPE para honrar seus compromissos.

109


Companhia Fechada

21.8 CONDIÇÕES RESTRITIVAS (COVENANTS) DA CONTROLADORA

As principais condições restritivas dos contratos de financiamentos e empréstimos da controladora são apresentadas a seguir:

Tipo Instituição financeira Contrato

Saldo devedor em 2017 Condições restritivas (Covenants)

Condição atendida?

Financiamento Banco do Brasil 21/00406-4 127.393

a) Conta reserva de 3 meses; b) Manter o índice financeiro LAJIDA/Despesa Financeira Liquida maior que 1,3. Liquidação antecipada no caso de inadimplência com o Banco do Brasil S/A, e/ou mercado Financeiro, e/ou no caso de ação judicial que ponha em risco a solvência e/ou liquidez da empresa. Vencimento antecipado devido praticar Atos de fusão, cisão e/ou incorporação, venda de ativos e/ou participações societária sem a anuência prévia do Banco do Brasil S/A.

Sim

Financiamento Banco do Brasil 40/00508-9 24.127 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). SimFinanciamento Banco do Brasil 40/00509-7 24.096 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). SimFinanciamento Banco do Brasil 40/00510-0 24.096 Alienação Fiduciária de bens (Aerogeradores). Sim

Financiamento Banco do Brasil 312.500.823 167.124

Liquidação antecipada no caso de inadimplência com o Banco do Brasil S/A, e/ou mercado Financeiro, e/ou no caso de ação judicial que ponha em risco a solvência e/ou liquidez da empresa. Vencimento antecipado devido praticar Atos de fusão, cisão e/ou incorporação, venda de ativos e/ou participações societária sem a anuência prévia do Banco do Brasil S/A.

Sim

Financiamento Banco do Brasil e BRDE*

20/000-39-1 6.947 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. Sim

Financiamento BB e BNDES* 20/00039-1 6.966 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. SimFinanciamento BNDES 07.2.1061.1 115.734 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 12.2.0005.1 9.565 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 10.2.1860.1 159.969 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES* 06.20057.1 13.970 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. SimFinanciamento BNDES* 08.2.1026.1 19.007 Conta reserva de três meses e ICSD de 1,3. Sim

Financiamento BNDES 08.2.0988-1 127.377 a) Conta reserva de 3 meses; b) Manter o índice financeiro LAJIDA/Despesa Financeira Liquida maior que 1,3.

Sim

Financiamento BNDES 07.2.0663.1 42.621 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 12.2.0004.1 28.576 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 05.2.0501.1 11.549 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 12.2.0060.1 7.026 Conta reserva de três meses. SimFinanciamento BNDES 12.2.1451.1 7.274 Conta reserva de três meses. Sim

Financiamento BNDES BNDES 14.2.0855.1

25.294

a) Apresentar Fiança Bancária com prazo de no mínimo 2 anos como garantia da operação e apresentar a renovação da Fiança Bancária com 60 dias de antecedência ao vencimento da Carta de Fiança Bancária vigente, sob pena de vencimento antecipado.

Sim

Financiamento BNDES BNDES 14.2.1025.1

18.988

a) Apresentar Fiança Bancária com prazo de no mínimo 2 anos como garantia da operação e apresentar a renovação da Fiança Bancária com 60 dias de antecedência ao vencimento da Carta de Fiança Bancária vigente, sob pena de vencimento antecipado.

Sim

Financiamento CEF 20 1011 763 0000001/34

207.595

a) Manter a CEF mensalmente informada sobre o status do Empreendimento Eólico Livramento Entorno II, e a expectativa da entrada em operação do empreendimento;b) Manutenção da CEF como domicílio bancário dos recebíveis do empreendimento descrito no item "a" anterior;c) O fluxo de recebíveis deverá passar pela Conta de Garantia de livre movimentação, durante a vigência de toda a operação.

Sim

Financiamento KfW/Eletrobras ECR-281/2008 52.766 Procuração outorgada pela Eletrosul por instrumento público para a Eletrobras para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos.

Sim

Financiamento KfW/Eletrobras ECR-283/2013 177.360 Procuração outorgada pela Eletrosul por instrumento público para a Eletrobras para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos.

Sim

BB/BNDES/FINAME 40/00599-2 2.623 a) Manter, como garantia, registro de créditos a receber em Cobrança Bancária no Banco do Brasil, equivalente a no mínimo 125% do Valor do Contrato.

Sim

BB/BNDES/FINAME 40/00600-X 877 a) Manter, como garantia, registro de créditos a receber em Cobrança Bancária no Banco do Brasil, equivalente a no mínimo 125% do Valor do Contrato.

Sim

Total Total 1.408.920

*Contratos referem-se à implantação e expansão da Linha de Transmissão 525 kV Campos Novos – Blumenau, incorporada pela Companhia em 30 de abril de 2010. A cláusula do ICSD aplica-se tão somente a empreendimentos estruturados na forma de Project Finance, diante disso, a Companhia já providenciou junto aos agentes financiadores a correção da referida cláusula.

21.9 CONDIÇÕES RESTRITIVAS (COVENANTS) DAS EMPRESAS CONTROLADAS

As principais condições restritivas dos contratos de financiamentos e empréstimos das empresas controladas são apresentadas a seguir:

Investidas Instituição financeira Contrato

Saldo devedor em 2017 Condições restritivas (Covenants)

Condição atendida?

Livramento BNDES 12.2.0999.1 42.060 Manter, no encerramento do exercício social, índice de cobertura da dívida igual ou superior a 1,3 durante a vigência do contrato.

Sim

42.060

110


Companhia Fechada

21.10 ÍNDICE DE COBERTURA DO SERVIÇO DA DÍVIDA (ICSD)

Os contratos referentes à implantação e expansão da Linha de Transmissão 525 kV Campos Novos – Blumenau, incorporada pela Companhia em 30 de abril de 2010, firmados com o BNDES com repasses do Banco do Brasil e BRDE, apresentam condições restritivas relativa ao ICSD de no mínimo 1,3. Abaixo o cálculo conforme exigido em contrato:

Anual

A) Geração de caixa da atividade 1.330.994

(+) Disponibilidade final no período imediatamente anterior 78.976 (+) LAJIDA (EBITDA) 878.505 (-) Imposto de Renda (80.057) (-) Contribuição Social (30.385) (+/-) Variação do capital de giro 483.955

(+)Necessidade de capital de giro no período t 741.507 (-)Necessidade de capital de giro no período t-1 257.552

B) Serviço da dívida 1.015.822

(+) Amortização do principal 694.888 (+) Pagamento de juros 320.934

C) Índice de cobertura do serviço da dívida A/B 1,3

31 DE DEZEMBRO DE 2017

NOTA 22 – NOTAS PROMISSÓRIAS


Em 7 de março de 2016, a Companhia realizou a emissão de notas promissórias comerciais, em série única, composta por 500 (quinhentas) notas promissórias comerciais, no valor nominal unitário de R$ 500 mil, perfazendo o valor total de R$ 250.000 mil, com vencimento em 2 de março de 2017, remuneradas a 100% da variação acumulada das taxas médias diárias do DI + spread de 3,5% a.a. Estas foram objeto de oferta pública de distribuição com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nº 476, de 16 de janeiro de 2009, e nº 134, de 1º de novembro de 1990.

Em 25 de janeiro de 2017, a Companhia efetuou a liquidação de 500 notas promissórias relativas a segunda emissão no valor total de R$ 289.751 mil (principal + remuneração).

A movimentação e saldo das notas promissórias estão apresentados a seguir:

Encargos Principal Subtotal Comissão TotalSaldos em 31.12.2015 9.460 200.000 209.460 (325) 209.135

Valor de emissão - 250.000 250.000 - 250.000 Provisão de encargos 41.942 - 41.942 - 41.942 Comissões - - - (6.918) (6.918) Amortizações de comissão - - - 6.071 6.071 Amortizações/pagamentos (14.920) (200.000) (214.920) - (214.920)

Saldos em 31.12.2016 36.482 250.000 286.482 (1.172) 285.310 Provisão de encargos 3.269 - 3.269 - 3.269 Amortizações de comissão - - - 1.172 1.172 Amortizações/pagamentos (39.751) (250.000) (289.751) - (289.751)

Saldos em 31.12.2017 - - - - -

Controladora e ConsolidadoCirculante

111


Companhia Fechada

NOTA 23 – FUNDO DE INVESTIMENTO EM DIREITOS CREDITÓRIOS – FIDC


O Fundo de Investimento em Direitos Creditórios representa as obrigações com as Cotas Seniores emitidas pelo Infinity DI – Eletrosul. A operação tem custo equivalente a taxa CDI + 2% a.a.

Detalhes

• Data de liberação: 24/01/2017; • Prazo amortização: 60 meses; • Carência do principal: 24 meses; • Amortização do principal: customizada, a partir do 24º mês; • Amortização dos juros: mensal.

A movimentação e saldo do FIDC Infinity DI estão apresentados a seguir:

Não Circulante

Não Circulante

Encargos Principal Subtotal Comissão TotalSaldos em 31.12.2016 - - - - -

Valor de emissão - 690.000 690.000 - 690.000 Provisão de encargos 72.580 - 72.580 - 72.580 Custo de estruturação (a) - - - (30.781) (30.781) Amortizações dos custos de estruturação - - - 5.761 5.761 Amortizações/pagamentos (71.159) (71.159) - (71.159)

Saldos em 31.12.2017 1.421 690.000 691.421 (25.020) 666.401


Circulante

(a) representa os custos incorridos na estruturação do FIDC, que serão amortizados e reconhecidos no resultado durante o prazo de vigência do FIDC.

23.1 GARANTIAS

Cessão fiduciária dos direitos emergentes do Contrato de Concessão 057/2001, dos CPST e dos CUST decorrentes deste, bem como a cessão fiduciária dos direitos sobre indenizações e/ou seguros dos bens relacionados e direitos sobre conta.

23.2 CONDIÇÕES RESTRITIVAS (COVENANTS)

As principais condições restritivas do Fundo de Investimento em Direitos Creditórios de Transmissão Infinity DI são apresentadas a seguir:

1. Cessão Fiduciária de todos e quaisquer direitos, presentes e/ou futuros, decorrentes, relacionados e/ou emergentes do “Contrato de Concessão n.º 057/2001-ANEEL”.

a) Principais eventos de Avaliação do Fundo, podendo acarretar a amortização acelerada das cotas seniores:

(i) Término de concessão da Eletrosul que represente 20% ou mais da ROL, exceto a Concessão n.º 57/2001;

(ii) Protesto de títulos contra a Eletrosul ou Eletrobras no valor, individual ou agregado, superior a R$ 50 milhões e R$ 150 milhões, respectivamente;

(iii) Concessão de mútuos, empréstimos, adiantamentos ou outra modalidade de crédito no valor, individual ou agregado, de R$ 20 milhões, exceto para sociedades controladas ou com participação no capital social;

(iv) Redução do capital social; (v) Alteração, alienação ou transferência do controle acionário da Eletrosul ou da Eletrobras;

112


Companhia Fechada

(vi) Fusão, cisão, incorporação ou outra forma de reorganização societária da Eletrobras, salvo se não provocar a redução do seu rating;

(vii) Inadimplemento ou vencimento antecipado de quaisquer obrigações pecuniárias no valor, individual ou agregado, igual ou superior a R$ 50 milhões;

(viii) Redução do rating das Quotas Seniores do Fundo em 2 ou mais subníveis; (ix) Apresentar o Índice de Cobertura do Fundo inferior a 1,5, por 3 períodos consecutivos ou 4

alternados em 12 meses; ou inferior a 1,0 em qualquer período; (x) Não atingir a Reserva de Amortização por 4 períodos consecutivos ou for igual ou inferior a 90%

da reserva exigida, em qualquer período; (xi) Alienação total ou parcial de bens do ativo imobilizado da Eletrosul, cuja receita operacional bruta

seja superior a 22% da receita operacional bruta da Eletrosul.

b) Principais eventos de liquidação do Fundo: (i) Não constituir a reserva de despesa; (ii) Pedido de falência ou recuperação judicial da Eletrosul, de suas controladas relevantes e/ou da

Eletrobras; (iii) Não comunicar ao Administrador a ocorrência de um evento de avaliação; (iv) Os recursos provenientes dos Direitos Creditórios transitarem por contas bancárias diversas das

previstas no regulamento, ressalvado os prazos de cura; (v) Alteração do Contrato de Concessão que acarrete a redução da RAP; (vi) Liquidação, dissolução, intervenção, extinção, encerramento das atividades ou estado de

insolvência da Eletrosul, das controladas relevantes e/ou da Eletrobras.

NOTA 24 – TRIBUTOS A RECOLHER

A composição de saldos de tributos a recolher é apresentada como segue:

2017 2016 2017 2016Passivo circulante

PIS 2.190 1.524 2.233 1.635 Cofins 10.088 7.017 10.288 7.527 Parcelamento especial (PAES) - 14.001 - 14.001 Encargos sociais 9.402 9.108 9.402 9.108 Tributos retidos na fonte 42.005 5.517 42.005 5.903 ICMS 647 343 656 357 Outros tributos e contribuições 112 79 228 769

64.444 37.589 64.812 39.300


A movimentação dos valores devidos ao PAES é demonstrada como segue:

2017 2016 2017 2016Passivo circulanteSaldo inicial do período 14.001 47.709 14.001 47.709 Atualização monetária 130 1.323 130 1.323 Pagamentos efetuados (14.131) (35.031) (14.131) (35.031)

Saldo final do período - 14.001 - 14.001

Circulante* - 14.001 - 14.001


*Parcelamento especial (PAES) encerrado em 31 de maio de 2017.

113


Companhia Fechada

NOTA 25 – OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

A composição de obrigações estimadas é apresentada como segue:

2017 2016 2017 2016Provisão de encargos sociais e trabalhistas 42.089 43.059 42.089 43.075 Plano de incentivo ao desligamento - PID 1.753 7.789 1.753 7.789 Plano de aposentadoria extraordinária - PAE 18.207 - 18.207 -

62.049 50.848 62.049 50.864



O valor de R$ 18.207 mil destina-se a custear o Plano de Aposentadoria Extraordinária (PAE) relativos à indenização e estimativa de gastos médicos pelo período de 60 (sessenta) meses para 198 empregados, destes, 70 são anistiados.

O Plano de Aposentadoria Extraordinária – PAE destina-se aos empregados que atendam aos requisitos de elegibilidade, cujo prazo de adesão será de 1º de junho a 31 de julho de 2017, quais sejam:

• Estar aposentado pelo INSS ou aposentável até a sua data de desligamento; • Ter mais de 10 anos de vínculo empregatício com a empresa, no momento do desligamento; • Reintegrados e anistiados à empresa por meio da Comissão Especial Interministerial – CEI de

Anistia – Lei nº 8.878/1994.

O Plano prevê pagamento de indenização, nos seguintes termos:

• A – Incentivo indenizatório: equivale aos 40% do saldo para fins rescisórios do FGTS (equivale ao aviso prévio);

• B – Incentivo indenizatório complementar: (i) 50% sobre o valor do incentivo indenizatório para adesões realizadas até 14.07.2017; (ii) 30% sobre o valor do incentivo indenizatório para adesões realizadas após 15.07.2017 e até 31.07.2017.

O incentivo indenizatório Total (A+B) mínimo será de R$ 175 mil.

Com relação à Assistência à Saúde, os empregados e seus dependentes farão jus à manutenção da cobertura do Plano de Saúde, junto à operadora Elosaúde, a partir da data do seu desligamento, pelo período de 60 (sessenta) meses.

114


Companhia Fechada

NOTA 26 – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

26.1 REMUNERAÇÃO DO PESSOAL-CHAVE DA ADMINISTRAÇÃO E EMPREGADOS

A maior e menor remuneração paga aos empregados, de acordo com a política salarial praticada pela Companhia, tomando-se por base a realizada no mês de dezembro de 2017, foi de R$ 76.011,51 e de R$ 3.868,24, respectivamente. Esses valores incluem os salários, gratificações e anuênios. O honorário atribuído a diretor empregado, tomando-se por base o mesmo mês, foi de R$ 41.204,22.

O pessoal-chave da administração inclui os diretores e conselheiros. Conforme orienta o CPC 05 (R1), o total da remuneração e dos benefícios atribuídos ao pessoal-chave da administração está demonstrado a seguir:

Diretores Conselheiros Diretores ConselheirosRemuneração e benefícios 3.633 249 3.846 272 Encargos sociais e outros 922 40 1.076 51 Total 4.555 289 4.922 323

Controladora2017 2016

Diretores Conselheiros Diretores ConselheirosRemuneração e benefícios 5.227 520 5.679 575 Encargos sociais e outros 1.161 93 1.420 111 Total 6.388 613 7.099 686

Consolidado2017 2016

A Companhia conta com contingente de 1.229 empregados efetivos e 274 anistiados em conformidade com a Lei nº 8.878/94. Os anistiados estão cedidos para órgãos ou entidades da Administração Pública Federal, em cumprimento aos procedimentos legais adotados pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão.

26.2 OUTRAS TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

As principais operações com partes relacionadas são as seguintes:

Contratos de compra e venda de energia elétrica - A Companhia possui contratos de compra e venda de energia elétrica com partes relacionadas nos termos de CCVE – Contratos de compra e venda de energia elétrica, CCEAR – Contratos de compra e venda de energia no ambiente regulado, CUST – Contratos de uso do sistema de transmissão e CUSD – Contratos de uso do sistema de distribuição.

Contratos de prestação de serviço - Os contratos mantidos com partes relacionadas referem-se a fornecimento de serviços de comunicação multimídia (SCM), serviços de operação e manutenção de linhas de transmissão e de subestações, serviços de engenharia e projetos.

Contratos de empréstimos e financiamentos - A Companhia possui contratos de financiamentos e empréstimos firmados com a Eletrobras (acionista controlador). O detalhamento das operações e taxas de juros são apresentados na nota nº 21. Renegociação de créditos de energia – A Companhia detinha créditos junto a União Federal relativo a créditos de energia renegociados (Lei nº 8.727/93), conforme demonstrado na nota nº 10. Participações Societárias - As informações sobre a participação acionária da Companhia em empresas controladas e controladas em conjunto estão apresentadas na nota nº 16.

115


Companhia Fechada

Os saldos e transações com partes relacionadas são como segue:

Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Controladores

Créditos de energia renegociados (nota 10) - - 33.518 762.306 - 135.048 - - 33.518 762.306 - 135.048

Clientes 153 - - - - - Outros créditos 1.616 - - 1.891 - - Financiamentos e empréstimos - 933.785 - - 2.296.051 - Outros passivos - 615 - - 636 - Dividendos a pagar - 81.407 - - 89.752 - Receita de transmissão - - 690 - - - Receita da prestação de serviço - - 305 - - 299 Atualização pela SELIC dos dividendos - - (8.788) - - (5.418) Encargos de dívidas - - (211.449) - - (238.046) Variação monetária - - (61.525) - - (13.263)

1.769 1.015.807 (280.767) 1.891 2.386.439 (256.428) Partes relacionadas

Clientes 886 - - 720 - - Outros créditos 14 - - 31 - - Fornecedores - 30 - - 44 - Receita de transmissão - - 4.870 - - 3.888

900 30 4.870 751 44 3.888

Clientes 202 - - - - - Outros créditos 2 - - - - - Fornecedores - 8 - - - - Receita transmissão - - 580 - - - EUST - encargo uso sistema transmissão - - (52) - - -

204 8 528 - - -

Outros créditos 7 - - 2 - - 7 - - 2 - -

Clientes 868 - - 447 - - Outros créditos - - - 3 - - Receita de transmissão - - 3.096 - - 1.801 Receita de geração - - 1.584 - - 1.577

868 - 4.680 450 - 3.378

Clientes - - - 1.776 - - Receita de transmissão - - 551 - - 7.056 Receita de geração - - 840 - - 10.504

- - 1.391 1.776 - 17.560

Clientes 2.082 - - 2.148 - - Outros créditos - - - 3 - - Receita de transmissão - - 3.965 - - 2.758 Receita de geração - - 9.872 - - 9.443

2.082 - 13.837 2.151 - 12.201 Clientes 285 - - 227 - - Outros créditos 26 - - 45 - - Fornecedores - 51 - - 43 - Receita de transmissão - - 2.232 - - 2.179 Receita de geração - - 579 - - 799

311 51 2.811 272 43 2.978

Clientes 241 - - 323 - - Outros créditos 140 - - 603 - - Fornecedores - 48 - - 70 - Receita de transmissão - - 2.926 - - 2.862

381 48 2.926 926 70 2.862

Clientes 3.870 - - 3.821 - - Fornecedores - 228 - - 125 - Receita de transmissão - - 46.761 - - 45.731 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1.591) - - (960) Outras despesas (3) -

3.870 228 45.167 3.821 125 44.771 Continua

2017 2016Controladora

Amazonas Distribuidora

Amazonas Geração e Transmissão

CEAL

CELG Distribuição

CEPISA

CERON

CGTEE

Boa Vista Energia

União (Governo Federal)

Eletrobras

Chesf

116


Companhia Fechada

Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Partes relacionadas (continuação)

Clientes 31 - - 28 - - Outros créditos 61 - - 288 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 431.913 - - Receita transmissão - - 340 - - 356 Receita de prestação de serviços - - 702 - - 1.041

92 - 1.042 432.229 - 1.397

Clientes 93 - - 2 - - Créditos por serviços prestados a terceiros 1 - - - - - Outros créditos 1 - - 1 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 2.106 - - Compra de energia - 1.057 - - 256 - Receita de transmissão - - 41 - - 40 Receita de geração - - 1.063 - - 9 Receita de prestação de serviços - - 183 - - 236 Rendimentos de aluguel - - 8 - - 7 Energia comprada para revenda - - (10.250) - - (3.010)

95 1.057 (8.955) 2.109 256 (2.718)

Clientes 1.931 - - 2.031 - - Compra de energia - 12.132 - - 7.685 - Receita de transmissão - - 17.986 - - 16.286 Receita de geração - - 5.205 - - - Energia comprada para revenda - - (123.710) - - (64.429)

1.931 12.132 (100.519) 2.031 7.685 (48.143)

Receita de transmissão - - 6 - - 16 - - 6 - - 16

Clientes 3.144 - - 3.210 - - Títulos a receber - - - 66.611 - - Outros créditos 234 - - 2.410 - - Fornecedores - 275 - - 519 - Receita de transmissão - - 38.152 - - 37.318 Atualização créditos alienação ativos - - 19.523 - - 25.304 Desconto concedido - - (6.097) - - (25.937) EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1.185) - - (909)

3.378 275 50.393 72.231 519 35.776

Clientes 612 - - 559 - - Receita de transmissão - - 7.055 - - 6.535

612 - 7.055 559 - 6.535

Outros créditos 173 - - - - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - 358 - - 1.388

173 - 358 - - 1.388

Clientes 4.499 - - 4.611 - - Fornecedores - - - - 424 - Compra de energia - 19.660 - - 17.206 - Receita de transmissão - - 54.824 - - 48.206 Receita de geração - - 3.677 - - - Energia comprada para revenda - - (201.289) - - (203.145)

4.499 19.660 (142.788) 4.611 17.630 (154.939) Continua


Companhia Hidrelétrica Teles Pires

Eletroacre

Eletronuclear

Eletropar

Energia Sustentável do Brasil

Eletronorte(1)

Chuí IX

Chuí

(1) Compõe saldos referentes à alienação da participação acionária na empresa Norte Brasil Transmissora de Energia S/A, das quotas de capital detidas na empresa Construtora Integração Ltda. e dos ativos da Concessão ANEEL nº 010/2009.

117


Companhia Fechada


Clientes 2.939 - - 2.757 - - Fornecedores - 388 - - 331 - Receita de transmissão - - 33.956 - - 32.137 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1.858) - - (1.144) Serviços de terceiros - - (16) - - (14)

2.939 388 32.082 2.757 331 30.979

FIDC Infinity DI - cotas subordinadas 34.930 - - - - - FIDC Infinity DI - cotas seniores - 691.421 - - - - (-) Custos de transação a amortizar - (25.020) - - - - Receita de aplicação financeira - - 3.707 - - - Encargos de dívidas - - (72.580) - - - Comissões e taxas - - (8.369) - - -

34.930 666.401 (77.242) - - -


185 3.855 (33.290) 10.966 793 (8.653)


315 3.479 (29.702) 7.846 857 (9.420)


280 2.909 (25.408) 2.380 734 (7.917)

Clientes 51 - - 51 - - Outros créditos 11 - - 581 - - Ações resgatáveis - - - 29.400 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 37.946 - - Receita transmissão - - 609 - - 632 Receita de prestação de serviços - - 873 - - 919 Rendimentos de aluguel - - 113 - - 158 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (12) - - -

62 - 1.583 67.978 - 1.709 Continua

Hermenegildo I

Hermenegildo II

Hermenegildo III


Furnas

FIDC Infinity DI

Santa Vitória do Palmar

118


Companhia Fechada

Empresas Natureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado Controladas

Clientes 335 - - 153 - - Outros créditos 657 - - 213 - - Ações resgatáveis 64.310 - - 64.310 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 220.027 - - Receita transmissão - - 251 - - 256 Receita de prestação de serviços - - 664 - - 659 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (231) - - -

65.302 - 684 284.703 - 915

Adiantamento para futuro aumento de capital 6.893 - - 5.520 - - 6.893 - - 5.520 - -

Outros créditos 5.890 - - 6.065 - - Dividendos 2.657 - - 2.507 - - Fornecedores - 2 - - 3 - Receita de prestação de serviços - - 2.861 - - 2.673 Rendimentos de aluguel - - 40 - - 43 Receitas financeiras - - 446 - - 835 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (30) - - (35)

8.547 2 3.317 8.572 3 3.516 Controladas em conjunto

Dividendos - - - 1.682 - - Fornecedores - 1 - - 1 - EUST - encargo uso sistema transmissão - - (9) - - (12)

- 1 (9) 1.682 1 (12)

Adiantamento para futuro aumento de capital 367.200 - - 267.600 - - Outras receitas - - - - - 7.369 Encargos por atraso nos aportes de capital - - - - - (15.484)

367.200 - - 267.600 - (8.115)

Outros créditos 40 - - 10 - - Dividendos 3.163 - - 5.616 - - Fornecedores - 2 - - 4 - Receita de prestação de serviços - - 1.001 - - 928 Rendimentos de aluguel - - 10 - - 10 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (37) - - (43)

3.203 2 974 5.626 4 895

Outros créditos 89 - - 1.822 - - Adiantamento para futuro aumento de capital 37.467 - - 16.144 - - Receita de prestação de serviços - - 596 - - 777 Rendimentos de aluguel - - 51 - - 15 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1) - - (1)

37.556 - 646 17.966 - 791

Dividendos - - - 961 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 880 - - Fornecedores - 1 - - 2 - EUST - encargo uso sistema transmissão - - (19) - - (23)

- 1 (19) 1.841 2 (23) Outros créditos 8 - - 8 - - Fornecedores - 4 - - 7 - Receita de prestação de serviços - - 3.626 - - 2.736 Rendimentos de aluguel - - 90 - - 83 EUST - encargo uso sistema transmissão - (67) - (82)

8 4 3.649 8 7 2.737

Outros créditos 3 - - 3 - - Dividendos 1.385 - - - - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 87.394 - - Fornecedores - 6 - - 11 - Receita de prestação de serviços - - 980 - - 812 Rendimentos de aluguel - - 33 - - 41 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (106) - - (131)

1.388 6 907 87.397 11 722 TOTAL 549.980 1.726.344 (486.275) 2.060.958 2.415.554 (186.306)

Controladora

TSBE

TSLE

ESBR Participações

Fronteira Oeste

Marumbi

Etau

2016

Costa Oeste

Uirapuru

Paraíso

2017

Livramento

119


Companhia Fechada

120


Companhia Fechada


Clientes 31 - - 28 - - Outros créditos 61 - - 288 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 431.913 - - Receita transmissão - - 340 - - 356 Receita de prestação de serviços - - 702 - - 1.041

92 - 1.042 432.229 - 1.397

Clientes 93 - - - - - Créditos por serviços prestados a terceiros 1 - - - - - Outros créditos 1 - - - - - Compra de energia - 1.057 -

95 1.057 - - - -

Clientes 1.931 - - 2.031 - - Créditos por serviços prestados a terceiros - - - - - - Compra de energia - 12.132 - - 7.685 - Receita de transmissão - - 17.986 - - 16.286 Receita de geração - - 5.205 - - - Energia comprada para revenda - - (123.710) - - (64.429)

1.931 12.132 (100.519) 2.031 7.685 (48.143)

Clientes 1 - - - - - Receita de transmissão - - 6 - - 16

1 - 6 - - 16

Clientes 3.160 - - 3.210 - - Títulos a receber - - - 66.611 - - Outros créditos 234 - - 2.410 - - Fornecedores - 275 - - 519 - Receita de transmissão - - 39.340 - - 37.318 Atualização créditos alienação ativos - - 19.523 - - 25.304 Desconto concedido - - (6.097) - - (25.937) EUST - encargo uso sistema transmissão - - (671) - - (909)

3.394 275 52.095 72.231 519 35.776

Clientes 632 - - 559 - - Receita de transmissão - - 7.272 - - 6.535

632 - 7.272 559 - 6.535

Outros créditos 173 - - - - - Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - 358 1.388

173 - 358 - - 1.388

Clientes 4.499 - - 4.611 - - Fornecedores - - - - 424 - Compra de energia - 19.660 - - 17.206 - Receita de transmissão - - 54.824 - - 48.206 Receita de geração - - 3.677 - - - Energia comprada para revenda - - (201.289) - - (203.145)

4.499 19.660 (142.788) 4.611 17.630 (154.939) Continua

Eletroacre

Eletronorte(1)

Eletronuclear

Eletropar

Companhia Hidrelétrica Teles Pires

2016Consolidado

2017

Chuí

Energia Sustentável do Brasil

Chuí IX

(1) Compõe saldos referentes à alienação da participação acionária na empresa Norte Brasil Transmissora de Energia S/A, quotas de capital na empresa Construtora Integração Ltda. e dos ativos da Concessão ANEEL nº 010/2009.

121


Companhia Fechada


Clientes 3.034 - - 2.757 - - Fornecedores - 388 - - 331 - Receita de transmissão - - 35.006 - - 32.137 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1.049) - - (1.144) Serviços de terceiros - - (16) - - (14)

3.034 388 33.941 2.757 331 30.979

FIDC Infinity DI - cotas subordinadas 34.930 - - - - - FIDC Infinity DI - cotas seniores - 691.421 - - - - (-) Custos de transação a amortizar - (25.020) - - - - Receita de aplicação financeira - - 3.707 - - - Encargos de dívidas - - (72.580) - - - Comissões e taxas - - (8.369) - - -

34.930 666.401 (77.242) - - -


185 3.855 - - - -


315 3.479 - - - -


280 2.909 - - - -

Clientes 51 - - 51 - - Outros créditos 11 - - 575 - - Créditos por serviços prestados a terceiros - - - 6 - - Ações resgatáveis - - - 29.400 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 37.946 - - Receita transmissão - - 609 - - 632 Receita de prestação de serviços - - 873 - - 919 Rendimentos de aluguel - - 113 - - 158 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (12)

62 - 1.583 67.978 - 1.709

Controladas

Clientes - - - 153 - - Livramento Outros créditos - - - 213 - -

Ações resgatáveis - - - 64.310 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 220.027 - - Receita transmissão - - 251 - - 256 Receita de prestação de serviços - - 664 - - 659 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (231) - - -

- - 684 284.703 - 915 Continua

FIDC Infinity DI


Santa Vitória do Palmar

Hermenegildo III

Furnas

Hermenegildo I

Hermenegildo II

122


Companhia Fechada

EmpresasNatureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo Resultado

Controladas em conjuntoDividendos - - - 1.682 - - Fornecedores - 1 - - 1 - EUST - encargo uso sistema transmissão - - (9) - - (12)

- 1 (9) 1.682 1 (12)

Adiantamento para futuro aumento de capital 367.200 - - 267.600 - - Outras receitas - - - - - 7.369 Encargos por atraso nos aportes de capital - - - - - (15.484)

367.200 - - 267.600 - (8.115)

Outros créditos 40 - - 10 - - Dividendos 3.163 - - 5.616 - - Fornecedores - 2 - - 4 - Receita de prestação de serviços - - 1.001 - - 928 Rendimentos de aluguel - - 10 - - 10 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (37) - - (43)

3.203 2 974 5.626 4 895

Outros créditos 89 - - 1.822 - - Adiantamento para futuro aumento de capital 37.467 - - 16.144 - - Receita de prestação de serviços - - 596 - - 777 Rendimentos de aluguel - - 51 - - 15 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (1) - - (1)

37.556 - 646 17.966 - 791

Dividendos - - - 961 - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 880 - - Fornecedores - 1 - - 2 - EUST - encargo uso sistema transmissão - - (19) - - (23)

- 1 (19) 1.841 2 (23) Outros créditos 8 - - 8 - - Fornecedores - 4 - - 7 - Receita de prestação de serviços - - 3.626 - - 2.736 Rendimentos de aluguel - - 90 - - 83 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (67) - - (82)

8 4 3.649 8 7 2.737

Outros créditos 3 - - 3 - - Dividendos 1.385 - - - - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - 87.394 - - Fornecedores - 6 - - 11 - Receita de prestação de serviços - - 980 - - 812 Rendimentos de aluguel - - 33 - - 41 EUST - encargo uso sistema transmissão - - (106) - - (131)

1.388 6 907 87.397 11 722 TOTAL 469.714 1.726.342 (384.552) 2.023.565 2.412.911 (161.114)

TSBE

TSLE

Etau

Fronteira Oeste

Marumbi

Costa Oeste

ESBR Participações


123


Companhia Fechada

NOTA 27 – PROVISÕES PARA RISCOS E CONTINGÊNCIAS

Política contábil: nota explicativa 5.5.

A Companhia e suas controladas estão expostas a certos riscos, representados por processos tributários e por reclamações trabalhistas e cíveis na esfera judicial com vários estágios de julgamento. A classificação dos processos é realizada de acordo com as expectativas de perda como provável, possível ou remota.

27.1 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO PROVÁVEL, PROVISIONADOS.

A composição das provisões para contingências provisionadas está assim demonstrada:

2017 2016 2017 2016Passivo não circulante

Trabalhistas 43.802 39.262 43.802 39.262 Cíveis 69.583 59.049 69.583 59.049 Ambientais 251 273 251 273 Tributárias 57.798 43.782 57.798 45.327

171.434 142.366 171.434 143.911


A rubrica contingências tributárias contempla basicamente:

Contribuições Previdenciárias

A Companhia ajuizou ação declaratória de inexistência de relação jurídico-tributária combinado com pedido de repetição de indébito nº 50006441720124047200 que tem por objeto excluir da base de cálculo da contribuição previdenciária as parcelas referentes à gratificação de férias e aos primeiros quinze dias do auxílio doença, bem como a restituição dos últimos cinco anos. Desde o ajuizamento da ação está sendo feito o depósito judicial das parcelas controversas, com o intuito de suspender a exigibilidade do crédito tributário. A sentença foi procedente tendo sido confirmada em segundo grau, estando agora o processo sobrestado aguardando julgamento do recurso repetitivo no STJ e STF.

Adicionalmente foi ajuizada a ação declaratória de inexistência de relação jurídico-tributária combinado com pedido de repetição de indébito e de tutela antecipada nº 50132472020154047200 visando a restituição dos valores indevidamente recolhidos da contribuição SAT/RAT e de terceiros (SENAI, SESI, SEBRAE, FNDE, INCRA) incidente sobre a gratificação de férias e sobre os primeiros quinze dias que antecedem o auxílio-doença e o auxílio-acidente, alcançando os tributos recolhidos até 5 (cinco) anos atrás. Também nesse processo está sendo feito o depósito judicial das parcelas controversas a fim de suspender a exigibilidade do crédito tributário. A sentença foi procedente, tendo sido confirmada em segundo grau, sendo que o processo encontra-se sobrestado.

Em 7 de agosto de 2015, a fiscalização da Receita Federal do Brasil constituiu lançamento tributário em relação aos processos judiciais reclamatórios, por meio de autos de infração, processos administrativos nº 11516.722.375/2015-25 e 11516.722.374/2015-81, no valor global de R$ 3,91 milhões, eminentemente com o intuito de coibir o surgimento da decadência tributária, por cuja cientificação fiscal a Companhia impugnou tempestivamente os lançamentos, os quais se encontram suspensos de julgamento no âmbito da arrecadação federal.

124


Companhia Fechada

As movimentações das provisões estão demonstradas a seguir:

Controladora ConsolidadoSaldos em 31.12.2015 93.536 95.081

Adições 87.113 87.113 Baixas (18.745) (18.745) Atualização monetária 6.383 6.383 Reclassificação de dep. judiciais do Ativo (25.921) (25.921)

Saldos em 31.12.2016 142.366 143.911 Adições 62.874 62.874 Alienação de participação societária - (1.545) Baixas (36.067) (36.067) Atualização monetária 11.191 11.191 Reclassificação de dep. judiciais do Ativo (8.930) (8.930)

Saldos em 31.12.2017 171.434 171.434

A Companhia compensa na rubrica de “provisões para riscos” os valores dos depósitos judiciais vinculados com os processos que estão em fase de execução de sentença ou aguardando liberação de alvarás. Os depósitos judiciais vinculados com os processos que estão na fase de instrução são evidenciados no ativo não circulante.

27.2 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO POSSÍVEL, NÃO PROVISIONADOS

A Companhia possui ainda ações não provisionadas com risco de perda possível, conforme distribuição a seguir:

Contingências 2017 2016Cíveis 433.846 358.597 Trabalhistas 31.107 40.298 Ambientais 5.685 137 Tributárias 17.326 16.062 Total 487.964 415.094


Do valor de R$ 433.846 mil do risco de perda possível em contingências cíveis, R$ 54.674 mil refere-se à ação de prestação de contas e ação anulatória de ato administrativo, ambas ajuizadas pela Energ Power, empresa contratada para o fornecimento de equipamentos para Usina Passo São João. As ações pretendem, principalmente, obter legitimidade de contas apresentadas pela fornecedora e anular a rescisão de contrato, efetuada pela Companhia, de forma unilateral. R$ 236.435 mil refere-se à participação de 49% do valor das ações possíveis de perda do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul – CECS, no montante de R$ 482.520 mil, cuja principal discussão de risco possível diz respeito à ação de indenização de autoria da Mineradora Tibagiana Ltda. A mineradora alega ser detentora de decreto de Lavra expedido pelo Departamento Nacional de Produção Mineral – DNPM e afirma que a concessão de Lavra obtida tornou legitima a posse e domínio de área na região do entorno do Rio Tibagi. A indenização pleiteada refere-se a supostos prejuízos nas atividades da mineradora em função das obras de construção da Usina.

Com relação às contingências tributárias, basicamente referem-se a impostos sobre serviços (ISS):

a) Município de Florianópolis (SC)

Em junho de 2008 e abril de 2009, o município de Florianópolis expediu autos infracionais, relativos aos períodos de 2006 a 2009, com fundamento de que a Companhia deixara de oferecer à tributação o

125


Companhia Fechada

ISSQN incidente sobre a construção da Subestação Desterro e a implantação da Linha de Transmissão Submarina de 230 kV, que conecta a parte insular de Florianópolis com o município de Palhoça. A discussão se concentra na incidência do tributo municipal sobre as aquisições realizadas no âmbito do ICMS, haja vista que a arrecadação conceituara que os bens adquiridos diretamente pela Companhia, ainda que com a incidência do tributo estadual, seriam insumos da prestação de serviços da construção civil, de forma que em outubro de 2009 e junho de 2010, tempestivamente, a Companhia impugnou os lançamentos fiscais requerendo nulidade e insubsistência.

Após as diversas fases de impugnação, quanto às cobranças do município, em agosto de 2015 a Companhia conheceu da irrecorribilidade administrativa conforme expediente do Conselho Municipal de Contribuintes, pelo que em outubro de 2015 interpôs ação anulatória na 3ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de Florianópolis (SC), Poder Judiciário de Santa Catarina, obtendo a concessão de tutela pelo Tribunal de Justiça do Estado, através de agravo, mantendo a regularidade fiscal da Companhia.

Em 29 de agosto de 2016, o juízo monocrático sentenciou desfavoravelmente à Companhia, pelo que se interpôs recurso e em 11 de dezembro de 2016 obteve-se nova tutela do Tribunal de Justiça do Estado, em sede de liminar, em que se suspendeu a eficácia da decisão primária, permanecendo para a Companhia a sua regularidade fiscal, a suspensão temporária da exigibilidade do crédito tributário pela arrecadação municipal, e, aguarda julgamento colegiado da instância. O Ministério Público de Santa Catarina, em 4 de dezembro de 2017 proferiu parecer favorável ao conhecimento e provimento da apelação da Companhia, corroborando o entendimento fiscal-tributário para fins de declarar nulas as autuações fiscais.

Consubstanciada em opinião jurídica interna, a qual atribui grau de risco possível à perda, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil desses tributos, cuja importância estimada, se finda em 31 de dezembro de 2017 é de R$ 1,45 milhões.

b) Município de Água Clara (MS)

No decorrer do exercício de 2015, o município de Água Clara (MS) expediu autos de infração, relativos ao período de 2009 a 2014, com fundamento de que a Companhia deixara de oferecer à tributação o ISSQN incidente sobre o serviço de construção civil da Usina Hidrelétrica de São Domingos, de forma que a Companhia, tempestivamente, impugnou todos os lançamentos fiscais requerendo sua nulidade e insubsistência. A discussão se concentra na incidência do tributo municipal sobre os serviços prestados de construção civil e realizados no território do município vizinho, Ribas do Rio Pardo, em detrimento do princípio da territorialidade, em desconsideração a efetivação do fato gerador.

Após as diversas fases de impugnação, quanto às cobranças do município, em outubro de 2015 a Companhia conheceu da irrecorribilidade administrativa conforme expediente municipal, pelo que interpôs ação anulatória em 9 de agosto de 2016 perante a 3ª Vara da Fazenda Pública da Comarca da Capital – Florianópolis (SC), visando à manutenção da regularidade fiscal e a suspensão da exigibilidade do crédito tributário, bem como o cancelamento das exações decorrentes dos lançamentos tributários, e, em 07 de novembro de 2017, o juízo acolheu preliminar de incompetência territorial arguida pelo Município exator, declinando da competência para o juízo de Água Clara (MS).

Consubstanciada em opinião jurídica interna, a qual atribui grau de risco possível à perda, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil desses tributos, cuja importância atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2017, é de R$ 15,5 milhões.

27.3 ASPECTOS TRIBUTÁRIOS DA LEI Nº 12.783/2013

A medida provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, dispôs que, a critério da União, poderia ser prorrogada a exploração da concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica. Em aceite às condições impostas pelo poder concedente, a Companhia e a União pactuaram, em 4 de dezembro de 2012, a prorrogação da vigência do contrato de concessão nº 057/2001, mediante definição acerca do pagamento a realizar para a Companhia quanto à indenização dos ativos não amortizados. Indenização essa advinda dos recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), recursos

126


Companhia Fechada

esses destinados por Lei ao custeio da reversão de bens no encerramento e encampação das concessões do setor elétrico, bem quanto ao valor das novas tarifas advindas da prorrogação do contrato de concessão.

Decorrente do processo indenizatório, de interesse da Receita Federal do Brasil, noticiou-se, ao mercado a possibilidade de exação fiscal federal, pelo que, em 10 de setembro de 2013, a Companhia protocolou consulta, solucionada em 16 de junho de 2014 (Solução de Consulta nº 7005 SRRF07/Disit), saneada com entendimento divergente da opinião dos advogados internos, externos e da Administração da Companhia, a Receita Federal compreende que a indenização integral deva ser computada tanto na apuração do Imposto de Renda, como na determinação da base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido.

Inconformada com o entendimento do órgão de arrecadação da União, em 10 de julho de 2014, a Companhia e sua Administração, consubstanciadas na opinião dos seus advogados internos e externos, considera que o recurso monetário oriundo da reversão dos bens à União tem natureza jurídica indenizatória, face à recomposição patrimonial. Desta maneira, protocolou medida judicial perante a 4ª Vara Federal da Subseção Judiciária de Florianópolis/SC, Processo nº 5023271-44.2014.404.7200, objetivando firmar interpretação quanto e que as referidas indenizações encontrar-se-iam fora do campo de incidência de Imposto de Renda e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido, pelo que aguarda, desde 4 de março de 2015, por decisão colegiada da 1ª Turma do Tribunal Regional Federal da 4ª Região ao recurso de apelação da Companhia.

Em 25 de setembro de 2017, a fiscalização da Receita Federal do Brasil constituiu lançamento tributário em relação ao processo judicial reclamatório, por meio de auto de infração, processo administrativo nº 10980.724.441/2017-14, no valor global de R$ 479 milhões, constituído sobre a parcela superavitária da indenização, eminentemente com o intuito de coibir o surgimento da decadência tributária, por cuja cientificação fiscal a Companhia impugnou tempestivamente o lançamento, o qual se encontra aguardando julgamento no âmbito da arrecadação federal.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco possível à perda, inclusive em âmbito judicial, a Companhia opta por não constituir provisionamento do valor dos tributos.

27.4 PROCESSOS COM PROBABILIDADE DE PERDA CLASSIFICADOS COMO REMOTO, NÃO PROVISIONADOS

A Companhia encontra-se em litígio administrativo/judicial fiscal com a Receita Federal do Brasil pelos seguintes fatos:

Lei 8.727/93 – créditos renegociados com a União – imposto de renda da pessoa jurídica/contribuição social sobre o lucro líquido

Em 17 de dezembro de 2010, a Receita Federal do Brasil expediu auto de infração, relativo ao período de 2005 a 2009, firmando a improcedência legal da sistemática de diferimento do recolhimento dos tributos incidentes sobre a diferença não recebida dos créditos renegociados com a União. Além de reclamar crédito tributário sobre valores não recebidos em regime de competência desta Companhia, também desconsiderou os pagamentos tributários realizados no período da exação, bem como desconsiderou seu procedimento fiscal realizado em 2001 sobre tais circunstâncias tributárias, oportunidade em que sequer manifestou-se em contrário ao procedimento, homologando tacitamente tal comportamento, de forma que esta Companhia em 18 de janeiro de 2011 impugnou o lançamento fiscal requerendo a nulidade e insubsistência do auto incidente sobre as receitas financeiras não percebidas e decorrentes do parcelamento da Lei nº 8.727/1993.

Em 28 de junho de 2011 a contestação desta Companhia foi denegada pela Receita Federal do Brasil, sendo que em 2 de setembro de 2011, ainda em ambiente administrativo, se interpôs, tempestivamente, recurso voluntário ao Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF, cujo julgamento em 8 de maio de 2013 proveu parcialmente a reclamação da Companhia, de forma que a Fazenda Nacional interpôs recurso especial em 27 de setembro de 2013, pelo que aguardava sua admissibilidade, para

127


Companhia Fechada

que posteriormente seja intimada esta Companhia quanto ao teor da decisão última do órgão colegiado fiscal federal.

Com o advento da denegação administrativa do CARF, em julho de 2015 a Companhia interpôs recurso especial, o qual não fora admitido em agosto de 2015 por ausência de paradigma, consecutivamente, por intermédio de recurso à Justiça Federal em outubro de 2015 a Companhia conheceu do indeferimento ao pleito, pelo que aguardava manifestação da proposição de embargos à decisão judicial, ao tempo que apresentou, em dezembro de 2015, ação cautelar à 4ª Vara de Florianópolis (SC) da Justiça Federal em Santa Catarina, obtendo a permanência da sua regularidade fiscal da Companhia.

Porém, em decorrência dos termos de desfavorecimento do julgamento administrativo para a Companhia, em meados de fevereiro de 2016 a Receita Federal do Brasil expediu notificação de cobrança e a inscrição em dívida ativa dos valores autuados, exclusive da parcela autuada referente à aplicação da multa de ofício de forma isolada (50%), pelo que a Companhia em 8 de março de 2016 interpôs, de forma preventa ao juízo da 4ª Vara Federal de Florianópolis (SC), ação anulatória, processo nº 5004361.95.2016.4.04.7200, obtendo deferimento em 16 de março de 2016, em âmbito de liminar, a manutenção da regularidade fiscal, a não inscrição em CADIN e a suspensão da exigibilidade do crédito tributário pela arrecadação federal, e, aguarda julgamento na referida instância.

Em 17 de novembro de 2017, diante do teor da decisão do CARF proferida parcialmente favorável à Receita Federal do Brasil quanto à aplicação da multa isolada, a Companhia conheceu do expediente de cobrança de forma que ingressou em 18 de dezembro de 2017 com ação judicial com efeitos anulatórios ao lançamento, de forma preventa ao juízo da 4ª Vara Federal de Florianópolis (SC), processo nº 5026287.98.2017.4.04.7200, pelo que em 19 de dezembro de 2017 também obteve liminar para manutenção da regularidade fiscal, não inscrição em CADIN e a suspensão da exigibilidade do crédito tributário pela arrecadação federal, e, aguarda julgamento da mesma instância.

Destaca-se que em 1 de agosto de 2017 a Empresa recebeu da União o valor residual dos recebíveis da Lei nº 8.727/1993, na importância de R$ 781.733.877,63, recebíveis esses motivadores do litígio fiscal, pelo que se levou integralmente a recolhimento aos cofres da União os tributos devidos (R$ 186,4 milhões) sobre a importância recebida (R$ 781,7 milhões) e na sistemática de regime de caixa.

Consecutivamente, em 28 de setembro de 2017, a Companhia ingressou com ação judicial com efeitos declaratórios, de forma preventa ao juízo da 4ª Vara Federal de Florianópolis (SC), processo nº 5020458.39.2017.4.04.7200, para disponibilizar ao juízo a informação do recolhimento final dos tributos em reclamação, mas a partir do recebimento desses.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco remoto à perda, principalmente em âmbito judicial, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil do auto de infração ao Balanço, cuja importância estimada e atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2017, é de R$ 553 milhões.

PIS e COFINS – Contratos anteriores a 31/10/2003 – não cumulatividade x cumulatividade

Em 7 de janeiro de 2011, a Receita Federal do Brasil expediu auto de infração, relativo ao período de 2006 a 2007, com fundamento de que a incidência dos tributos sobre as receitas decorrentes dos contratos assinados até 31 de outubro de 2003 devem observar o regime de não cumulatividade, em detrimento do regime de cumulatividade, regime último adotado pela Companhia em consonância com os termos do Art. 10, inciso XI, Art. 15 da Lei nº 10.833/2003, c/c Art. 109 da Lei nº 11.196/2005, e em conformidade ao teor da Nota Técnica nº 224/2006-SFF-ANEEL, de forma que em 7 de fevereiro de 2011 impugnou o lançamento fiscal requerendo sua nulidade e insubsistência.

Em 10 de agosto de 2011 a contestação desta Companhia foi denegada pela Receita Federal do Brasil, sendo que em 17 de outubro de 2011, ainda em ambiente administrativo, se interpôs, tempestivamente, recurso voluntário ao Conselho Administrativo de Recursos Fiscais – CARF, cujo julgamento em 28 de novembro de 2012 do órgão colegiado federal, em voto de qualidade, desproveu a reclamação da

128


Companhia Fechada

Companhia, pelo que em 8 de março de 2013 esta contribuinte-reclamante opôs embargos de declaração, admitido parcialmente.

Em 21 de fevereiro de 2017 a turma julgadora conheceu dos embargos apenas para fins de saneamento de omissões, contudo ratificou o julgamento, de forma que em 13 de abril de 2017 a Companhia ingressou com recurso especial à Câmara Superior do órgão, e que aguarda julgamento.

Consubstanciada em opinião jurídica externa, a qual atribui grau de risco possível à perda, inclusive em âmbito judicial, a Companhia opta por manter o não provisionamento contábil do auto de infração, cuja importância estimada e atualizada, se finda em 31 de dezembro de 2017, é de R$ 164 milhões.

27.5 CONTINGÊNCIAS ATIVAS

PIS e COFINS sobre a Receita Financeira

Em 9 de novembro de 2005, em sessão plenária, o Supremo Tribunal Federal (STF) julgou inconstitucional, em quatro recursos individuais, o parágrafo 1º do art. 3º da Lei n° 9.718/1998, o qual definiu como base de incidência das contribuições ao PIS e à COFINS, a totalidade das receitas auferidas pela pessoa jurídica. O STF entendeu que a citada Lei, quando de sua edição, era incompatível com o texto constitucional então vigente, que previa a incidência das contribuições sociais apenas sobre o faturamento das pessoas jurídicas e não sobre a totalidade das suas receitas. Ocorre que as decisões do STF não foram proferidas em Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADIN), beneficiando apenas e tão somente, as partes envolvidas nos recursos mencionados.

Em razão do exposto, a Companhia ajuizou ação de repetição de indébito relativa ao período de fevereiro de 1999 a julho de 2004, postulando a restituição dos valores pagos a maior em face da proclamada inconstitucionalidade, pleito julgado parcialmente procedente na sentença proferida em 10 de junho de 2010 e que considerou prescritos os recolhimentos do PIS e da COFINS anteriores a 23 de fevereiro de 2001 (cinco anos anteriores ao ajuizamento de protesto interruptivo por parte da Companhia).

A Companhia apelou da decisão e o TRF da 4ª Região proferiu decisão em 12 de dezembro de 2012, confirmando parcialmente a sentença de 1º grau e delimitando a restituição ao período de 26 de fevereiro de 2001 a 1 de dezembro de 2002 (PIS) e de 26 de fevereiro de 2001 a 1 de fevereiro de 2004 (COFINS), decisão que provocou a propositura de Recurso Especial (STJ) e Recurso Extraordinário (STF) com vistas a assegurar o recebimento do indébito e/ou a compensação dos valores incidentes sobre todo o período postulado (fevereiro de 1999 a julho de 2004). O acórdão considerou o entendimento do RE nº. 566.621, de 04 de agosto de 2011, com repercussão geral, que entendeu pela aplicação quinquenal retroativa prevista na LC nº 118/2005 apenas para os processos ajuizados após a vacatio legis dessa lei (caso da Companhia), afastando assim a aplicação da prescrição decenal postulada, anteriormente aceita pelos tribunais superiores, STJ e STF.

Em 6 de outubro de 2014, o recurso especial fora admitido pelo TRF da 4ª Região, e, em 16 de junho de 2016 o STJ não conheceu do recurso especial, ao tempo que em 16 de janeiro de 2017 o STF negou o recurso extraordinário, em razão de nova sistemática na legislação processual por paradigma de repercussão geral, pelo que em meados de maio de 2017 o processo baixou para arquivamento na vara de origem.

Em 31 de dezembro de 2017 o processo encontrava-se em análise por perito assistente da Companhia, diante da natureza contábil e fiscal da matéria, para fins de apuração dos valores em haver perante a União, conforme os comandos sentenciais, de forma que o montante estimado da ação totalizava-se aproximadamente em R$ 134.104 mil.

Por apresentar natureza de Ativo Contingente, os valores estimados não estão refletidos nas demonstrações financeiras em virtude da ausência da apuração de forma definitiva, até que se promova judicialmente a liquidação de sentença.

129


Companhia Fechada

NOTA 28 – PROGRAMAS DE P&D E DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

2017 2016 2017 2016

Fundo Nac. de Des. Cient. e Tecnológico (FNDCT) - 997 - 1.016 Empresa de Pesquisa Energética (EPE) - 499 - 508 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) 33.595 40.276 33.595 41.397 Total 33.595 41.772 33.595 42.921


A Lei nº 9.991/2000 estabelece que as empresas detentoras de concessão para exploração de serviços de energia elétrica são obrigadas a realizar investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), visando o aperfeiçoamento tecnológico da atividade, em montante equivalente a 1% da ROL, sendo 0,40% para Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), 0,40% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e 0,20% destinados à Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

NOTA 29 – CONCESSÕES A PAGAR - USO DE BEM PÚBLICO

A Companhia possui contratos de concessão onerosos com a União para a utilização de bem público para a geração de energia elétrica nas usinas Passo São João, Mauá e São Domingos. As características dos negócios e dos contratos indicam a condição e intenção das partes de executá-los integralmente.

Buscando refletir adequadamente, no patrimônio, a outorga onerosa da concessão e a respectiva obrigação perante a União, os valores das concessões foram registrados no intangível em contrapartida do passivo não circulante.

Os valores identificados nos contratos estão a preços futuros e, portanto, a Companhia ajustou a valor presente esses contratos com base na taxa de desconto apurada na data da obrigação.

A atualização da obrigação em função da taxa de desconto e da variação monetária é capitalizada no ativo durante a construção das usinas e, a partir da data da entrada em operação comercial, reconhecida diretamente no resultado.

Uso de Bem Público 2017 2016Ativo não circulante*

Usina Passo São João 3.317 3.458 Usina Governador Jayme Canet Júnior (49%) 10.236 10.652 Usina São Domingos 7.557 7.935

21.110 22.045


*Os saldos de UBP no ativo não circulante estão classificados na rubrica intangível (vide nota nº 18).

130


Companhia Fechada

Uso de Bem Público 2017 2016 Passivo circulante*

Usina Passo São João 390 380 Usina Governador Jayme Canet Júnior (49%) 1.170 1.138 Usina São Domingos 940 948

2.500 2.466 Passivo não circulante

Usina Passo São João 4.570 4.445 Usina Governador Jayme Canet Júnior (49%) 13.955 13.550 Usina São Domingos 10.062 10.243

28.587 28.238 31.087 30.704


*Os saldos de UBP no passivo circulante estão classificados na rubrica outros passivos.

Os pagamentos da UBP serão realizados em parcelas mensais a partir do início da operação comercial até o final do prazo de concessão e estão assim previstos:

Usinas Período de pagamento

Pagamento anual

Pagamento total

Pagamento anual

Pagamento total

Usina Passo São João 04/2012 a 08/2041 200 5.867 390 9.270 Usina Governador Jayme Canet Júnior * 10/2012 a 07/2042 618 18.386 1.170 28.864

Usina São Domingos 02/2012 a 12/2037 260 6.717 940 18.873

Valores originais Valores atualizados

*Refere-se à participação de 49% da Companhia no Consórcio.

NOTA 30 – PROVISÕES OPERACIONAIS

As provisões operacionais referem-se a compromissos futuros assumidos e ainda não concluídos na data do início da operação comercial dos empreendimentos. Nos projetos em operação comercial, os valores foram capitalizados no início da operação comercial dos empreendimentos.

A composição de saldos de provisões operacionais é apresentada a seguir:

2017 2016

Provisões operacionais da atividade de geração 37.839 50.662 Provisões operacionais da atividade de transmissão 19.979 16.529

57.818 67.191

Circulante 57.818 63.607 Não circulante - 3.584


131


Companhia Fechada

NOTA 31 – OUTROS PASSIVOS

A composição de saldos de outros passivos é apresentada a seguir:

2017 2016 2017 2016CirculanteReserva Global de Reversão (RGR) 1.867 676 1.867 741 Valores a reembolsar - Copel 17.459 15.754 17.459 15.754 Concessões a pagar - Uso de Bem Público 2.500 2.466 2.500 2.466 Cessão de direitos a pagar - Renobrax - - - 43.947 Ressarcimento por geração reduzida - 1.275 - 1.275 Cauções em garantia 7.945 6.639 7.945 6.639 Outros passivos 59.084 57.038 62.355 75.054

88.855 83.848 92.126 145.876 Não CirculantePartes relacionadas

Passivo a descoberto de investidas (1) 33.662 311.009 - 311.009 Contingência regulatória - indenização ativos (2) 49.319 - 49.319 - Remensuração cálculo indenização (3) - 94.245 - 94.245 Ressarcimento por geração reduzida 3.535 3.584 71.081 3.584 Outros passivos 28.692 27.246 28.650 34.147

115.208 436.084 149.050 442.985 204.063 519.932 241.176 588.861


(1) O saldo de R$ 33.662 mil, constante na rubrica “passivo a descoberto de investidas”, refere-se aos saldos das SPEs Livramento (R$ 32.113 mil) e Paraíso (R$ 1.549 mil).

(2) O valor de R$ 49.319 mil, na rubrica “Contingência regulatória - Indenização ativos” corresponde à remuneração dos investimentos associados às instalações de transmissão necessárias ao atendimento do consumidor Arcelormittal, recebidos em duplicidade pela Companhia e com provável devolução à Celesc Distribuição S.A (CELESC-D), conforme determinado pelo Despacho ANEEL nº 4.171, de 12 de dezembro de 2017.

(3) O saldo de R$ 94.245 mil, em 2016, referia-se à remensuração feita pela Eletrobras (fundo RGR) do cálculo de atualização de valores a receber (base Despacho ANEEL 084/2017) foi reclassificado para o passivo circulante amortizado em 6 (seis) parcelas, sendo que a última foi paga em dezembro de 2017.

132


Companhia Fechada

NOTA 32 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO

32.1 INVESTIMENTOS EM EMPREENDIMENTOS DE LONGO PRAZO

Os investimentos corporativos e aportes de capital previstos estão com base no Plano de Negócios e Gestão 2017-2021. Não estão previstos no Plano de Negócios novos projetos de investimento após 2021, apenas o necessário para a manutenção da infraestrutura para a geração, basicamente à manutenção das usinas.

2019 2020 2021 2022Inversões financeiras em SPETeles Pires 31.688 31.688 31.688 31.688 Paraiso 19.975 30.098 - - Leilão Transmissão 004/2014 - Lote A 220.641 - - - Subtotal 272.304 61.786 31.688 31.688

Geração 15.180 15.497 16.321 17.148 Manutenção sistema geração 15.180 15.497 16.321 17.148

Transmissão 146.017 169.153 61.801 55.135 Ampliação ST Sul e MS 135.245 138.408 30.787 23.840 Manutenção sistema de transmissão 5.634 5.893 6.162 6.443 Reforços e melhorias 5.138 24.852 24.852 24.852

Infraestrutura 30.388 23.352 22.394 19.800 Subtotal 191.585 208.002 100.516 92.083

Total 463.889 269.788 132.204 123.771

Consolidado

32.2 CONTRATOS DE COMPRA DE ENERGIA

A Companhia e suas controladas possuem contratos de compra de energia de longo prazo cujas quantidades de energia contratada e valores estão demonstrados a seguir.

Posições compradas 2019 2020 2021 2022 2023 Após 2023

Volume MW 2.147.287,49 2.153.170,47 2.147.287,49 2.147.287,49 2.147.287,49 23.516.549,26 Preço MWh 198,35 187,60 187,10 180,36 173,58 156,60 Total 425.925 403.944 401.767 387.287 372.725 3.682.727

Consolidado

Os valores previstos das posições compradas são relativos aos contratos firmados com as controladas em conjunto Energia Sustentável do Brasil S/A (UHE Jirau) e Teles Pires Participações S/A, por ser a Companhia garantidora junto ao agente financiador, BNDES, da energia não comercializada no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) pelos empreendimentos, proporcionalmente à participação acionária, bem como contratos firmados com as SPE’s transferidas para à Eletrobras Chuí IX, Hermenegildo I, Hermenegildo II, Hermenegildo III.

32.3 CONTRATOS DE VENDA DE ENERGIA

Posições vendidas 2019 2020 2021 2022 2023 Após 2023

Eletrosul 486.003 394.688 393.610 393.610 393.610 6.123.631 Livramento 12.375 11.704 10.547 9.375 8.418 65.574

498.378 406.392 404.157 402.985 402.028 6.189.205

Consolidado

133


Companhia Fechada

32.4 OUTROS COMPROMISSOS DE LONGO PRAZO

2019 2020 2021 2022 2023 Após 2023

Encargos de uso do sistema de distribuição 6.862 6.862 6.862 6.862 6.862 111.385 Encargos de uso do sistema de transmissão 17.293 17.293 17.293 17.293 17.293 350.982 Arrendamento de uso de superfície 1.104 1.092 1.076 1.064 1.050 21.032 Operação e manutenção 20.176 20.176 20.176 20.176 18.506 185.840 Uso de bem público 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 41.813

47.935 47.923 47.907 47.895 46.211 711.052

Consolidado

(a) Contratos de uso do sistema de distribuição, transmissão e conexão - A Companhia e suas

controladas tem firmados contratos para o uso do sistema de transmissão, distribuição e da rede básica com o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. A vigência desses contratos é equivalente ao prazo das concessões e/ou autorizações.

(b) Contratos de uso de superfície - Para a implantação e exploração dos parques eólicos Cerro Chato I, Cerro Chato II, Cerro Chato III, Coxilha Seca, Galpões, Capão do Inglês e Ibirapuitã, a Companhia e suas controladas firmaram, com proprietários de terrenos, contratos de arrendamento para o uso da superfície. O prazo desses contratos é equivalente ao prazo das autorizações do poder concedente. Os contratos possuem parcelas fixas e/ou variáveis proporcionais, atualizados pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA, ou pela variação da receita operacional líquida, ou pela variação da receita bruta.

(c) Contratos de operação e manutenção - A Companhia tem firmados contratos para operação e manutenção da Usina Governador Jayme Canet Júnior e das Eólicas Cerro Chato I, Cerro Chato II, Cerro Chato III, Coxilha Seca, Galpões, Capão do Inglês e Ibirapuitã. O prazo desses contratos é, exceto o contrato de operação e manutenção da Usina Governador Jayme Canet Júnior, inferior ao prazo de concessão. Os contratos possuem parcelas fixas atualizadas pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA.

(d) Contratos de uso de bem público – A Companhia possui com o poder concedente, contratos de uso de bem público para as Usina Governador Jayme Canet Júnior, Passo São João e São Domingos. O prazo desses contratos é equivalente ao prazo das concessões. Os contratos possuem parcelas fixas, atualizadas pelo índice nacional de preços ao consumidor amplo – IPCA ou pelo índice geral de preços do mercado – IGPM.

NOTA 33 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO PREVIDENCIÁRIO E SAÚDE


A Companhia patrocina planos de pensão de contribuição definida e benefício definido junto a Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social (ELOS). A Companhia também mantém outros benefícios pós-emprego como assistência médica, odontológica para empregados aposentados por invalidez e empregados que aderiram ao plano de demissão incentivada.

O plano de contribuição definida Plano CD-ELOS/ELETROSUL é custeado pelo participante e pela patrocinadora, sendo administrado pela Fundação Elos. Uma vez pagas as contribuições mensais, a Companhia não tem mais obrigações com o plano de pensão.

O plano de benefício definido Plano BD-ELOS/ELETROSUL é paritário entre patrocinadora e empregados, excetuando-se o ônus decorrente da conversão de aposentadorias especiais em aposentadorias por tempo de serviço.

134


Companhia Fechada

33.1 OBRIGAÇÕES DA PATROCINADORA

As obrigações da patrocinadora para com a Fundação ELOS, incluindo a complementação para cobertura do passivo atuarial e respeitando a paridade contributiva definida no artigo 21 da Lei Complementar nº 109, de 29 de maio de 2001 e no estatuto da Fundação ELOS, bem como as disposições do pronunciamento técnico CPC 33 (R1), foram determinados com base em estudo atuarial e estão a seguir demonstradas:

2016

Circulante Não Circulante Total Total

Aposentadoria especial - SB 40 1.112 2.405 3.517 2.702 Contribuição suplementar 1.139 6.709 7.848 8.722 Contribuição sobre beneficio da geração atual 1.676 31.305 32.981 33.740 Diferença reserva matemática 244 5.205 5.449 5.571 Subtotal 4.171 45.624 49.795 50.735

Contribuição normal 2.963 - 2.963 2.717 Passivo atuarial - benefício pós emprego (PID)* 1.712 - 1.712 5.706 Passivo atuarial - benefício pós emprego (PAE)* 3.471 13.885 17.356 - Passivo atuarial - plano recuperação saúde - 8.138 8.138 6.052 Passivo atuarial previdenciário - 31.992 31.992 216.725 Total 12.317 99.639 111.956 281.935

Controladora2017

*Saldos reconhecidos no balanço na rubrica “obrigações estimadas”.

O montante de R$ 3.517 mil na rubrica “aposentadoria especial – SB 40” refere-se a ônus decorrente da conversão de aposentadorias especiais em aposentadorias por tempo de serviço concernente aos seus empregados. O término destes compromissos cessa quando o aposentado concluir o tempo de aquisição, sendo o benefício atualizado pelo INPC.

O montante de R$ 7.848 mil na rubrica contribuição suplementar refere-se a reserva matemática contratada – serviço passado, contratado em 1º de abril de 2008, para ser liquidado em 192 parcelas mensais, até dezembro de 2033. Ambos os valores são atualizados pelo INPC + 6% de juros ao ano.

O montante de R$ 32.981 mil na rubrica “contribuição sobre o benefício da geração atual” refere-se a empregados inscritos no plano BD que migraram para o novo plano de contribuição definida – CD. Essa dívida foi contratada em 26 de abril de 2012 para ser liquidada em 240 parcelas mensais, até abril de 2032. O contrato é atualizado pelo INPC + 6% de juros ao ano.

O valor de R$ 5.449 mil na rubrica “diferença reserva matemática” teve contrato assinado em 19 de agosto de 2011 para ser liquidado em 252 parcelas mensais até dezembro de 2033. O contrato é atualizado pelo INPC + 6% de juros ao ano.

135


Companhia Fechada

33.2 PRINCIPAIS PREMISSAS ATUARIAIS E FINANCEIRAS

Os cálculos atuariais, efetuado sob a responsabilidade de atuário independente Mercer Gama, tiveram como premissas básicas no exercício findo em 31 de dezembro de 2017 e 2016:

HIPÓTESES ECONÔMICAS Plano BD Plano CD Saúde Saúde PID Saúde PAETaxa anual de juros de desconto atuarial 9,66% 9,53% 9,22% 7,32% 8,36%Taxa anual de juros real de desconto atuarial 5,38% 5,26% 4,96% 3,13% 4,13%Taxa anual de inflação projetada 4,06% 4,06% 4,06% 4,06% 4,06%Projeção de aumento médio de salário 6,14% 4,06% - - - Projeção de aumento médio dos benefícios 4,06% 4,06% - - - Expectativa de retorno dos ativos do plano 9,66% 9,53% 9,22% - - Fator de incremento de custos da saúde - - 3,25% 2,91% 3,25%HIPÓTESES ATUARIAISTaxa de rotatividade 0,00% 0,00% - - - Tábua de mortalidade de ativos e inativos AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000Tábua de mortalidade de inválidos AT83 M AT83 M AT83 M - - Tábua de invalidez Light Média Light Média Light Média - - % de casados na data de aposentadoria 95% 95% - - - Diferença de idade entre homens e mulheres 4 anos 4 anos - - -

2017

HIPÓTESES ECONÔMICAS Plano BD Plano CD Saúde Saúde PIDTaxa anual de juros de desconto atuarial 10,98% 11,05% 11,19% 11,41%Taxa anual de juros real de desconto atuarial 5,72% 5,79% 5,93% 6,13%Taxa anual de inflação projetada 4,97% 4,97% 4,97% 4,97%Projeção de aumento médio de salário 9,02% 9,02% - - Projeção de aumento médio dos benefícios 4,97% 4,97% - - Expectativa de retorno dos ativos do plano 10,98% 11,05% 11,19% - Fator de incremento de custos da saúde - - 4,43% 2,91%HIPÓTESES ATUARIAISTaxa de rotatividade 0,00% 0,00% 0,00% - Tábua de mortalidade de ativos e inativos AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000Tábua de mortalidade de inválidos AT83 M AT83 M AT83 M - Tábua de invalidez Light Média Light Média Light Média - % de casados na data de aposentadoria 95% 95% - - Diferença de idade entre homens e mulheres 4 anos 4 anos - -

2016

Taxa de juros de longo prazo

A partir de 2012, a taxa de juros utilizada foi a do mercado dos títulos do governo federal, conforme critério recomendado pelas normas de contabilidade, para prazos similares aos dos fluxos de obrigações do programa de benefícios, no chamado conceito “Duration”. Essas taxas foram respectivamente de 5,38% em 2017 e 5,72% em 2016.

136


Companhia Fechada

33.3 CÁLCULO ATUARIAL DO PROGRAMA DE BENEFÍCIOS

Os valores apurados em laudo atuarial, relativo ao programa, separadamente para os benefícios de aposentadorias e de assistência à saúde, reconhecidos no balanço patrimonial, são os seguintes:

Plano prev. BD

Plano rec. saúde

Plano saúde pós-emprego

Plano previd. BD

Plano rec. saúde


Valor presente das obrigações atuariais (1.319.722) (8.138) (19.068) (1.384.895) (6.052) (5.706)Valor justo dos ativos do plano 1.241.452 - - 1.120.297 - - Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos (78.270) (8.138) (19.068) (264.598) (6.052) (5.706)

Passivo atuarial reconhecido no balanço (31.992) (8.138) (19.068) (216.725) (6.052) (5.706)Divida contratada - passivo reconhecido no balanço (46.278) - - (48.033) - -

2017 2016

As movimentações do valor presente das obrigações atuariais com benefícios pós-emprego para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016 são demonstrados a seguir:

Plano prev. BD

Plano prev. CD

risco

Plano rec. saúde


Valor das obrigações atuariais no início do exercício 1.384.895 34.420 6.052 5.706 Custo de serviço 18.071 136 345 17.898 Juros sobre a obrigação atuarial 147.572 3.634 621 484 Benefícios pagos no exercício (76.517) (58) (546) (3.661)Ganho/perda sobre as obrigações atuariais (154.299) (2.029) 1.666 (1.359)Valor presente das obrigações atuariais final do exercício 1.319.722 36.103 8.138 19.068

Valor justo dos ativos no início do exercício 1.120.297 114.100 - - Benefícios pagos durante o exercício (76.517) (58) (546) (3.661)Contribuições de participante vertidas durante o exercício 7.561 1.467 - - Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 19.291 1.184 546 3.661 Rendimento efetivo dos ativos no exercício 170.820 29.133 - - Valor justo dos ativos no final do exercício 1.241.452 145.826 - -

Plano prev. BD

Plano prev. CD

risco

Plano rec. saúde


Valor das obrigações atuariais no início do exercício 1.104.232 29.720 4.857 6.421 Custo de serviço corrente 10.140 109 286 - Juros sobre a obrigação atuarial 140.654 3.755 575 637 Benefícios pagos no exercício (66.014) (3.748) (951) (3.533)Ganho/perda sobre as obrigações atuariais 195.883 4.584 1.285 2.181 Valor presente das obrigações atuariais final do exercício 1.384.895 34.420 6.052 5.706

Valor justo dos ativos no início do exercício 924.756 82.262 - - Benefícios pagos durante o exercício (66.014) (3.748) (951) (3.533)Contribuições de participante vertidas durante o exercício 7.203 1.397 - - Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 13.386 1.080 951 3.533 Rendimento efetivo dos ativos no exercício 240.966 33.109 - - Valor justo dos ativos no final do exercício 1.120.297 114.100 - -

2017

2016

137


Companhia Fechada

33.4 ATIVOS GARANTIDORES

Os ativos garantidores do programa de benefícios do Plano BD-ELOS/Eletrosul estão assim compostos:

ATIVOS GARANTIDORES 2017 % 2016 %

Limites de alocação*

Renda fixa 1.033.150 83,2% 936.716 83,7% até 100%Renda variável 145.339 11,7% 125.892 11,2% até 70%Investimentos estruturados 4.946 0,4% 4.218 0,4% até 20%Investimentos direitos creditórios 3.888 0,3% - 0,0%Imóveis 41.620 3,4% 37.431 3,3% até 8%Empréstimos 33.838 2,7% 32.383 2,9% até 15%Ativo disponível 67.170 5,4% 68.502 6,1% -Contrib. a receber de patrocinadoras (46.278) -3,7% (47.873) -4,3% -Outros ativos a receber (42.221) -3,4% (36.972) -3,3% -Total 1.241.452 100,0% 1.120.297 100,0%

* Limites de alocação estabelecidos pelo Conselho Monetário Nacional (CMN), conf. Resolução nº 3.792 de 24/09/2009.

33.5 VALORES RECONHECIDOS COMO RESULTADOS DOS EXERCÍCIOS

Os valores reconhecidos nos resultados estão demonstrados abaixo:

Plano prev. BD

Plano prev. CD

risco

Plano rec. saúde


Custo de serviço líquido 10.510 (1.331) 345 17.898 Custo de juros sobre as obrigações atuariais 147.572 3.634 621 484 Rendimento esperado dos ativos (119.706) (12.582) - - Juros sobre o efeito do teto do ativo - 8.948 - - Total 38.376 (1.331) 966 18.382

Plano prev. BD

Plano prev. CD

risco

Plano rec. saúde


Custo de serviço corrente 2.937 (1.288) 286 - Custo de juros sobre as obrigações atuariais 140.654 3.755 575 637 Rendimento esperado dos ativos (118.447) (9.536) - - Juros sobre o efeito do teto do ativo - 5.781 - - Total 25.144 (1.288) 861 637

2017

2016

33.6 VALORES RECONHECIDOS EM OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES

Ganhos (perdas) atuariais reconhecidas em outros resultados abrangentes

2017 2016Ganhos (perdas) atuariais do exercício:Plano previdenciário - BD 205.284 (72.388)Plano previdenciário - CD risco (2.515) (971)Plano de recuperação de saúde (1.666) (1.285)Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazo 1.359 (2.181)Total 202.462 (76.825)

138


Companhia Fechada

Outros resultados abrangentes acumulados (líquidos de impostos diferidos)

2017 2016Plano previdenciário - BD 46.444 181.933 Plano previdenciário - CD risco 2.710 1.050 Plano de recuperação de saúde 2.113 1.013 Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazo (64) 832 Total 51.203 184.828

33.7 CONTRIBUIÇÕES PATRONAIS ESPERADAS PARA O PRÓXIMO EXERCÍCIO

A Companhia espera contribuir com R$ 20.475 mil com o Plano de Benefício Definido, incluindo as contribuições normais e extraordinárias.

33.8 ANÁLISE DE SENSIBILIDADE

As análises de sensibilidade das principais hipóteses estão apresentadas a seguir:

Plano previdenciário - BDIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25%

Montante do:Valor presente da obrigação atuarial do plano 1.339.500 1.299.287 1.282.812 1.358.456 1.319.722Valor justo dos ativos do plano 1.241.452 1.241.452 1.241.452 1.241.452 1.241.452Superávit/(déficit) técnico do plano (98.048) (57.835) (41.360) (117.004) (78.270)

VariaçõesAumento/redução da obrigação atuarial 1,5% -1,5% -2,8% 2,9% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% - Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 25,3% -26,1% -47,2% 49,5% -

Plano previdenciário - CD riscoIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25%

Montante do:Valor presente da obrigação atuarial do plano 35.380 36.810 35.228 37.018 36.103Valor justo dos ativos do plano 145.826 145.826 145.826 145.826 145.826Superávit/(déficit) técnico do plano 110.446 109.016 110.598 108.808 109.723

VariaçõesAumento/redução da obrigação atuarial -2,0% 2,0% -2,4% 2,5% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% - Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 0,7% -0,6% 0,8% -0,8% -

Tábua Biométrica Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Tábua Biométrica Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Plano de recuperação da saúdeIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25% + 0,25% - 0,25%

Montante do:Valor presente da obrigação atuarial do plano 7.659 8.663 8.229 8.048 8.021 8.258 8.138Valor justo dos ativos do plano - - - - - - - Superávit/(déficit) técnico do plano (7.659) (8.663) (8.229) (8.048) (8.021) (8.258) (8.138)

VariaçõesAumento/redução da obrigação atuarial -5,9% 6,5% 1,1% -1,1% -1,4% 1,5% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% - Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano -5,9% 6,5% 1,1% -1,1% -1,4% 1,5% -

Plano de saúde - benefício rescisório de longo prazoIdade -1 Idade +1 + 0,25% - 0,25% + 0,25% - 0,25%

Montante do:Valor presente da obrigação atuarial do plano 19.110 19.023 - - 18.961 19.175 19.068Valor justo dos ativos do plano - - - - - - - Superávit/(déficit) técnico do plano (19.110) (19.023) - - (18.961) (19.175) (19.068)

VariaçõesAumento/redução da obrigação atuarial 0,2% -0,2% -100,0% -100,0% -0,6% 0,6% - Aumento/redução dos ativos do plano 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% - Aumento/redução do superávit/(déficit) técnico do plano 0,2% -0,2% -100,0% -100,0% -0,6% 0,6% -

Taxas de Juros Parâmetros deste Demonstrativo

Tábua Biométrica HCTR

Tábua Biométrica Taxas de JurosHCTR Parâmetros deste Demonstrativo

139


Companhia Fechada

NOTA 34 – PATRIMÔNIO LÍQUIDO

2017 2016

Capital social (nota 34.1) 4.359.226 4.359.226 Reserva de lucros (nota 34.2) 1.601.352 1.365.128 Ajuste de avaliação patrimonial (nota 34.3) (51.203) (184.828) Dividendos adicionais propostos (nota 34.4) 54.360 - Total 5.963.735 5.539.526


34.1 CAPITAL SOCIAL

A composição acionária da Companhia nessa mesma data é a seguinte:

Acionistas:Quantidade

de AçõesCapital Social

% de Participação

ELETROBRAS 102.212.728 4.353.915 99,8782USIMINAS 57.901 2.466 0,0566CEEE 49.519 2.109 0,0484COPEL 14.195 605 0,0139CELESC 1.544 66 0,0015CSN 1.194 51 0,0012OUTROS 320 14 0,0003Total 102.337.401 4.359.226 100,00

O valor patrimonial da ação em 31 de dezembro de 2017 é de R$ 58,28 (R$ 54,13 em 31 de dezembro de 2016).

34.2 RESERVAS DE LUCROS

2017 2016Reserva legal 189.992 172.833 Reserva especial de dividendo não distribuído 171.163 - Reserva de incentivos fiscais 18.993 - Reserva de lucros a realizar 1.004.360 1.004.360 Reserva para investimento 216.844 187.935

1.601.352 1.365.128


a) Reserva Legal – Em conformidade com o Estatuto Social e a Lei nº 6.404/76, a Companhia constitui uma reserva com o total de 5% sobre o lucro líquido apurado no exercício, até o limite de 20% do capital social;

b) Reserva especial de dividendo não distribuído – A conta reserva de dividendo não distribuído destina-se ao valor do dividendo obrigatório, quando sua distribuição, em determinado exercício, não estiver compatível com a situação financeira da Companhia;

c) Reserva de incentivos fiscais – A conta reserva de incentivos fiscais registra os recursos recebidos a título de subvenção para investimentos;

d) Reserva de Lucros a Realizar – A conta reserva de lucros a realizar registra o montante dos lucros apurados conforme proposta aprovada pela Administração, que serão realizados financeiramente nos exercícios seguintes.

e) Reserva para Investimento – A conta reserva para investimentos registra os lucros retidos pela Companhia, cujas propostas foram aprovadas pela Assembleia de Acionistas.

140


Companhia Fechada

34.3 AJUSTE DE AVALIAÇÃO PATRIMONIAL

Outros Resultados Abrangentes - ganhos e perdas atuariais – O CPC 33 (R1) estabelece que os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefício pós-emprego (pensão e assistência médica) devem ser reconhecidos diretamente no Patrimônio Líquido em outros resultados abrangentes. A conta apresenta saldo acumulado negativo de R$ 51.203 mil em 31 de dezembro de 2017.

34.4 DIVIDENDOS E CONSTITUIÇÃO DE RESERVAS DE LUCROS A REALIZAR


Os dividendos e as reservas de lucros, em 2017, foram calculados conforme segue:

2017 2016Lucro líquido do exercício 343.181 1.105.369 Reserva legal sobre o lucro líquido (5%) (17.159) (55.268) Base de cálculo para os dividendos mínimos 326.022 1.050.101 Lucro líquido registrado diretamento no PL (alienação de ativos) 28.909 - Lucro liquido ajustado 354.931 1.050.101 Dívidendos mínimos obrigatórios 81.506 45.741 Dividendos adicionais propostos 54.360 - Constituição de reserva especial de dividendos não distribuído 171.163 Constituição de reserva de incentivos fiscais 18.993 - Constituição de reserva para investimento 28.909 - Constituição de reserva de lucros a realizar - 1.004.360

354.931 1.050.101

Movimentação dos dividendos

2017 2016Saldo no exercício anterior 89.808 38.649 Atualização SELIC 8.790 5.418 Pagamentos (98.598) - Dividendos mínimos declarados 81.506 45.741 Saldo no final do exercício 81.506 89.808

O saldo de dividendos provisionados e ainda não liquidados está demonstrado abaixo:

2017 2016 2017 2016

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 81.407 89.752 81.407 89.752 Demais acionistas 99 56 99 892

81.506 89.808 81.506 90.644


De acordo com o artigo 43 do Estatuto Social da Companhia, os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contados a partir da data em que foram disponibilizados, reverterão em favor da Companhia.

141


Companhia Fechada

34.5 LUCRO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ORDINÁRIA

Conforme estabelece o CPC 41, a Companhia apresenta a seguir as informações sobre o lucro por ação do período findo em 31 de dezembro de 2017 e 2016.

2017 2016Lucro líquido atribuído aos acionistas da controladora 343.181 1.105.369

Média ponderada de ações ordinárias 102.337.401 102.337.401Resultado básico e diluído por ação ordinária 3,35 10,80

NOTA 35 – TREINAMENTOS E DESENVOLVIMENTO DE PESSOAL

A Companhia mantém programa permanente para a qualificação dos empregados e dirigentes através da área de educação corporativa, tendo apresentado os seguintes indicadores:

Indicadores 2017 2016Empregados treinados 1.153 1.329 Homem hora treinados 62.498 83.998 Índice empregados treinados (%) 86,4% 99,4%Média hora treinamento 54,2 63,2 Força de trabalho treinada (%) 2,2% 3,0%Investimento total (mil) 1.260 1.147 Valor médio investido por empregado (mil) 1,1 0,9

Controladora

Informações não auditadas pelos auditores independentes.

142


Companhia Fechada

NOTA 36 – INFORMAÇÕES POR SEGMENTO DE NEGÓCIO


O resultado apurado por segmento de negócio está a seguir demonstrado:

Geração Transmissão Renovadas

Transmissão Não

Renovadas TOTAL Geração Transmissão

Renovadas

Transmissão Não

Renovadas TOTAL

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 878.540 834.928 349.918 2.063.386 624.354 2.156.803 326.559 3.107.716

CUSTO OPERACIONALCusto com energia elétrica (389.078) - - (389.078) (283.591) - - (283.591)

Energia comprada para revenda (389.078) - - (389.078) (283.591) - - (283.591)

Custo de operação (181.627) (317.461) (40.452) (539.540) (170.182) (260.804) (37.543) (468.529) Pessoal, material e serviços de terceiros (33.156) (293.578) (36.304) (363.038) (28.770) (249.561) (33.868) (312.199) Depreciação e amortização (116.498) (1.426) (144) (118.068) (116.639) - (1.300) (117.939) Outros (31.973) (22.457) (4.004) (58.434) (24.773) (11.243) (2.375) (38.391)

Custo do serviço prestado a terceiros (1.402) (1.890) (646) (3.938) (5.359) (4.785) (2.465) (12.609) Custo de construção - - (83.766) (83.766) - - (87.148) (87.148)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 306.433 515.577 225.054 1.047.064 165.222 1.891.214 199.403 2.255.839

Despesas operacionais (52.808) (197.688) (93.751) (344.247) (41.020) (169.698) (69.147) (279.865) RESULTADO DO SERVIÇO 253.625 317.889 131.303 702.817 124.202 1.721.516 130.256 1.975.974

Outras receitas e despesas operacionaisResultado de participações societárias 161.553 - (15.174) 146.379 19.980 - 38.123 58.103

Resultado financeiro (280.387) (45.274) (108.921) (434.582) (231.549) 15.731 (148.091) (363.909)

Impairment 115.892 - 31.466 147.358 1.823 - 25.959 27.782

Provisão para perdas em investimentos (571.105) - - (571.105) (39.532) - - (39.532)

Outras receitas/despesas 498.274 (31.976) (3.542) 462.756 (1.948) (3.255) (3.929) (9.132)

LUCRO ANTES DOS IMPOSTOS 177.852 240.639 35.132 453.623 (127.024) 1.733.992 42.318 1.649.286

Contribuição social (2.811) (22.541) (5.033) (30.385) 12.521 (156.693) (705) (144.876)

Imposto de renda (5.670) (61.210) (13.176) (80.057) 36.222 (433.970) (1.292) (399.041)

LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 169.370 156.887 16.924 343.181 (78.281) 1.143.329 40.321 1.105.369


Geração Transmissão Renovadas

Transmissão Não

Renovadas TOTAL Geração Transmissão

Renovadas

Transmissão Não

Renovadas TOTAL

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 884.504 831.536 373.030 2.089.070 680.277 2.153.679 355.206 3.189.162

CUSTO OPERACIONALCusto com energia elétrica (287.868) - - (287.868) (264.124) - - (264.124)

Energia comprada para revenda (287.868) - - (287.868) (264.124) - - (264.124)

Custo de operação (245.562) (317.461) (41.451) (604.474) (235.753) (260.804) (40.084) (536.641) Pessoal, material e serviços de terceiros (37.380) (293.578) (36.834) (367.792) (33.885) (249.561) (35.913) (319.359) Depreciação e amortização (164.317) (1.426) (144) (165.887) (166.498) - (1.300) (167.798) Outros (43.865) (22.457) (4.473) (70.795) (35.370) (11.243) (2.871) (49.484)

Custo do serviço prestado a terceiros (1.402) (1.890) (646) (3.938) (5.359) (4.785) (2.465) (12.609) Custo de construção - - (84.087) (84.087) - - (92.163) (92.163)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 349.672 512.185 246.846 1.108.703 175.041 1.888.090 220.494 2.283.625

Despesas operacionais (58.074) (197.688) (95.604) (351.366) (46.241) (169.325) (71.155) (286.721)

RESULTADO DO SERVIÇO 291.598 314.497 151.242 757.337 128.800 1.718.392 149.339 1.996.531

Outras receitas e despesas operacionaisResultado de participações societárias 59.934 - (25.797) 34.137 212.936 - 27.549 240.485

Resultado financeiro (322.124) (45.274) (109.772) (477.170) (291.018) 15.731 (148.900) (424.187) Impairment 273.118 - 31.466 304.584 (232.977) - 25.959 (207.018)

Provisão para perdas em investimentos (571.105) - - (571.105) (39.532) - - (39.532)

Outras receitas/despesas 498.274 (31.976) (3.542) 462.756 (1.948) (3.255) (3.929) (9.132)

LUCRO ANTES DOS IMPOSTOS 229.695 237.247 43.597 510.539 (223.739) 1.730.868 50.018 1.557.147 Contribuição social (16.419) (22.541) (5.590) (44.550) 38.225 (156.693) (1.122) (119.589)

Imposto de renda (43.450) (61.210) (14.406) (119.067) 107.622 (433.970) (2.117) (328.466)

LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 169.825 153.495 23.602 346.922 (77.892) 1.140.205 46.779 1.109.092


143


Companhia Fechada

NOTA 37 – RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA


A conciliação entre a receita operacional bruta e a receita operacional líquida, em atendimento ao CPC 30 (R1) – Receitas, é apresentada abaixo:

RECEITA OPERACIONAL BRUTA 2017 2016 2017 2016

Receita de geração de energia elétrica 430.293 402.765 556.684 495.309 Receita de comercialização de energia 521.119 282.844 413.367 256.870 Receita do serviço de O&M - renovadas 625.953 612.085 625.539 611.677 Receita do serviço de O&M - não renovadas 113.786 114.255 119.184 120.785 Receita com o ativo financeiro 468.332 1.753.845 487.885 1.773.270 Receita de construção transmissão 83.766 87.148 84.087 92.163 Serviço de comunicação multimídia - SCM 4.126 5.043 4.126 5.043 Serviço de transmissão de energia - exportação 20.238 9.751 20.238 9.751 Receita do serviço prestado a terceiros 13.789 13.451 9.814 9.185 Outras receitas 20.023 13.733 21.443 13.625

2.301.425 3.294.920 2.342.367 3.387.678 DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL

Impostos e contribuiçõesCOFINS (165.359) (122.289) (177.009) (130.596) PIS/PASEP (35.898) (26.549) (38.428) (28.351) ICMS/ISS (1.894) (2.057) (1.894) (2.057)

(203.151) (150.895) (217.331) (161.004) Encargos setoriaisReserva global de reversão (RGR) (7.806) (7.239) (8.609) (8.043) Fundo Nac. de Des. Cient. e Tecnológico (FNDCT) (5.863) (5.685) (6.138) (6.084) Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (2.932) (2.843) (2.932) (2.843) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (5.863) (5.685) (5.863) (5.685) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) (2.326) (846) (2.326) (846) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) (974)

(1.421) (974)

(1.421)

CFURH (9.124) (12.590) (9.124) (12.590) (34.888) (36.309) (35.966) (37.512)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.063.386 3.107.716 2.089.070 3.189.162


37.1 ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA

Composto pela “receita de geração de energia” no Consolidado, no valor de R$ 556.684 mil, que se refere ao faturamento da UHE Passo São João, UHE Mauá, UHE São Domingos, PCH João Borges e PCH Barra Rio Chapéu e das Eólicas Galpões, Coxilha Seca, Capão do Inglês, Cerro Chato I, II e III, bem como da “receita de comercialização de energia”, no valor de R$ 413.367 mil.

Quantidade (MWh)* Valor (R$ mil) Quantidade

(MWh)* Valor (R$ mil)

(não revisado) (não revisado)

Energia vendida 4.912.961,504 970.051 4.813.794,291 752.179


* Informações não auditadas pelos auditores independentes.

144


Companhia Fechada

37.2 RECEITA DE TRANSMISSÃO

A partir de 1º de janeiro de 2013, com a renovação das concessões previstas na Lei nº 12.783/13, toda a tarifa relativa ao contrato de concessão nº 057/2001 passou a ser registrada como receita de O&M. As receitas relativas aos reforços e melhorias com autorização da ANEEL para o referido contrato, realizadas a partir de 1º de janeiro de 2013, são tratadas como ativo financeiro.

37.3 SERVIÇO DE COMUNICAÇÃO MULTIMÍDIA – SCM

A Companhia possui autorização da ANATEL conforme ato nº 50.088 de 29 de abril de 2005, para exploração do Serviço de Comunicação Multimídia (SCM) por prazo indeterminado, sem caráter de exclusividade, em âmbito nacional e internacional e tendo como área de prestação de serviços o território nacional. O SCM é um serviço fixo de telecomunicação que possibilita a oferta de capacidade de transmissão, emissão e recepção de informações multimídia, utilizando quaisquer meios a assinantes que possuem vínculo contratual com a autorizada, para fruição do SCM, dentro de uma área autorizada de prestação de serviço. O Sistema de Telecomunicações é composto de estações ópticas e de rádio instaladas nas subestações, que são utilizadas para comunicações corporativas, teleproteção do sistema elétrico, comunicação com o ONS, interligação das centrais telefônicas privadas, dentre outros serviços. O excedente é comercializado através do SCM.

NOTA 38 – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS


A distribuição dos gastos por natureza está apresentada abaixo:

Natureza Custo da geração

Custo da transmissão

Despesas operacionais Total

Custo da geração



Pessoal 12.566 248.687 211.788 473.041 12.566 248.878 214.506 475.950 Material 1.030 6.388 2.440 9.858 1.030 6.388 2.488 9.906 Serviço de terceiro 20.576 50.772 31.179 102.527 24.800 51.111 34.473 110.384 Prov. créd. liquid. duvidosa 1.123 2.431 1.270 4.824 1.123 2.469 1.270 4.862 Custo de construção transmissão - 83.766 - 83.766 - 84.087 - 84.087 Energia comprada para revenda 389.078 - - 389.078 287.868 - - 287.868 Depreciação e amortização 116.498 1.570 4.365 122.433 164.317 1.570 4.384 170.271 Taxa de fiscalização ANEEL 1.222 4.308 - 5.530 1.705 4.419 - 6.124 EUSD 6.051 - - 6.051 6.051 - - 6.051 EUST 14.601 - - 14.601 20.983 - - 20.983 Provisão (reversão) para riscos 6.305 - 22.016 28.321 6.305 - 22.016 28.321 Aposentadoria especial - - 2.112 2.112 - - 2.112 2.112 Ganhos (perdas) atuariais - - 20.110 20.110 - - 20.110 20.110 Plano aposentadoria extraordinária 368 25.464 37.215 63.047 368 25.464 37.215 63.047 (-) Recuperação de despesas (3.927) (2.327) (323) (6.577) (3.927) (2.327) (323) (6.577) Outras despesas 6.616 23.156 12.075 41.847 11.643 23.476 13.115 48.234 Total 572.107 444.215 344.247 1.360.569 534.832 445.535 351.366 1.331.733


O montante de R$ 473.041 mil na rubrica de pessoal, em 2017, contempla o valor de R$ 41.678 mil referente à participação nos lucros e resultados (PLR), calculada conforme as métricas do “Termo de Pactuação para Participação dos Empregados nos Lucros e/ou Resultados – PLR do Exercício de 2017 nas Empresas Eletrobras”, firmado entre as empresas do Grupo Eletrobras e as Entidades Sindicais. Em 2016, o valor correspondente a PLR, de R$ 38.950 mil, foi considerado na rubrica de “Outras despesas”.

145


Companhia Fechada

Natureza Custo da geração



Custo da geração



Pessoal 13.070 228.971 161.738 403.779 13.070 229.197 164.837 407.104 Material 949 7.473 1.168 9.590 2.889 7.473 1.237 11.599 Serviço de terceiro 20.109 54.232 35.719 110.060 23.284 56.051 38.933 118.268 Prov. créd. liquid. duvidosa - 174 230 404 - 325 230 555 Custo de construção transmissão - 87.148 - 87.148 - 92.163 - 92.163 Energia comprada para revenda 283.591 - - 283.591 264.124 - - 264.124 Depreciação e amortização 116.639 1.300 4.513 122.452 166.498 1.300 4.532 172.330 Taxa de fiscalização ANEEL 1.216 3.391 - 4.607 1.648 3.391 10 5.049 EUSD 6.175 - - 6.175 6.175 - - 6.175 EUST 13.561 - - 13.561 19.960 - - 19.960 Provisão (reversão) para riscos - - 27.509 27.509 - - 27.509 27.509 Aposentadoria especial - - 1.486 1.486 - - 1.486 1.486 Ganhos (perdas) atuariais - - 11.405 11.405 - - 11.405 11.405 Plano de incentivo ao desligamento - - 373 373 - - 373 373 (-) Recuperação de despesas (2.184) (4.238) (15.219) (21.641) (2.184) (4.238) (15.219) (21.641) Outras despesas 6.006 14.294 50.943 71.243 9.772 14.639 51.761 76.172 Total 459.132 392.745 279.865 1.131.742 505.236 400.301 287.094 1.192.631


NOTA 39 – OUTRAS RECEITAS E DESPESAS

Os saldos de outras receitas e despesas estão apresentados abaixo:

2017 2016 2017 2016

Compra vantajosa 33.335 - 33.335 - Ganho na alteração de part. societária/alienação 465.744 - 465.744 - Contingência regulatória - Indenização ativos (25.768) - (25.768) - Amortização do ágio (8.918) (8.919) (8.918) (8.919) Outras despesas (1.637) (213) (1.637) (213)

462.756 (9.132) 462.756 (9.132)


O valor de R$ 33.335 mil refere-se a reconhecimento de ganho proveniente de compra vantajosa na aquisição de controle da investida Santa Vitória do Palmar, conforme nota nº 1.4.

Do montante de R$ 465.744 mil na rubrica Ganho na alteração de participação societária/alienação, R$ 380.329 mil é proveniente do resultado da alteração de participação societária no processo de combinação de negócios das investidas Santa Vitória do Palmar (R$ 211.638 mil), Livramento (R$ 150.098 mil) e Chuí (R$ 18.593 mil). O restante do valor, R$ 85.415 mil, refere-se ao resultado da alienação da investida Santa Vitória do Palmar.

O valor de R$ 25.768 mil refere-se ao reconhecimento de contingência vinculada à indenização RBNI relativa a valores reclamados pela Celesc Distribuição.

146


Companhia Fechada

NOTA 40 – RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO


O detalhamento das despesas e receitas financeiras é apresentado a seguir:

2017 2016 2017 2016a) Receitas financeirasRenda sobre aplicações financeiras 51.862 34.550 55.184 37.617 Créditos de energia renegociados - juros 54.684 86.883 54.684 86.883 Créditos de energia renegociados - variação monetária (21.166) 48.165 (21.166) 48.165 Variação monetária (financiamentos) 23.588 82.361 24.183 82.361 Juros 30.503 25.939 30.503 25.939 Outras receitas financeiras 15.861 9.954 34.400 13.271 (-) PIS/Cofins sobre receitas financeiras (10.782) (15.082) (11.289) (15.177) Subtotal 144.550 272.770 166.499 279.059

b) Despesas financeirasEncargos de dívidas (financiamentos) 410.119 438.415 459.551 488.798 Variação monetária (financiamentos) 86.131 94.114 86.347 95.092 Outras despesas financeiras 82.882 104.150 97.771 119.356 Subtotal 579.132 636.679 643.669 703.246

Resultado financeiro líquido (434.582) (363.909) (477.170) (424.187)


NOTA 41 – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

Lucro antes dos tributos 453.623 453.623 1.649.286 1.649.286 Adições permanentes 395.268 395.268 605.581 605.581

Resultado negativo da avaliação patrimonial 390.143 390.143 582.440 582.440 Atualização financeira AFAC ESBR 234 234 18.264 18.264 Outras adições permanentes 4.891 4.891 4.877 4.877

Exclusões permanentes (514.162) (511.280) (648.015) (645.133) Resultado positivo da avaliação patrimonial (536.522) (536.522) (640.543) (640.543) Outras exclusões permanentes 22.360 25.242 (7.472) (4.590)

Lucro real/base da contribuição social 334.729 337.611 1.606.852 1.609.734 Alíquotas dos tributos 15%+10% 9% 15%+10% 9%Imposto de renda e contribuição social 83.658 30.385 401.689 144.876 Incentivo fiscal* 3.649 - 2.648 - Outros (48) - Imposto de renda e contribuição social do exercício 80.057 30.385 399.041 144.876 Imposto de renda e contribuição social correntes 54.152 20.502 253.690 91.596 Imposto de renda e contribuição social diferidos 25.905 9.883 145.351 53.280 Imposto de renda e contribuição social do exercício 80.057 30.385 399.041 144.876 *Lei do esporte, licença maternidade/paternidade, PRONON, PAT e FIA.

2016Controladora

Imposto de Renda

Contribuição Social

2017Imposto de

RendaContribuição

Social

As adições e exclusões na base do Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se a itens permanentes, tais como patrocínios e doações, equivalência patrimonial e amortização de ágio.

147


Companhia Fechada

Controladas Imposto de Renda


Imposto de Renda


Hermenegildo I 9.651 3.483 (22.359) (8.049) Hermenegildo II 9.854 3.547 (22.684) (8.166) Hermenegildo III 15.622 5.623 (21.449) (7.722) Coxilha Seca - - 3 1 Chuí IX 2.653 955 (4.911) (1.768) Uirapuru* 1.230 557 825 417 Controladora 80.057 30.385 399.041 144.876

Totais 119.067 44.550 328.466 119.589 Imposto de renda e contribuição social correntes 55.382 21.059 254.520 92.015 Imposto de renda e contribuição social diferidos 63.685 23.491 73.946 27.574

Totais 119.067 44.550 328.466 119.589

Consolidado20162017

NOTA 42 – INSTRUMENTOS FINANCEIROS, GESTÃO DE RISCOS E VALORES JUSTOS

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos de acordo com as práticas contábeis adotadas pela Companhia, em 31 de dezembro de 2017 e 2016, estão descritos a seguir:

42.1 INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Companhia opera com diversos instrumentos financeiros, com destaque para caixa e equivalentes de caixa, incluindo aplicações financeiras, contas a pagar a fornecedores, financiamentos, notas promissórias e FIDC.

Ativos e passivos financeiros

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Companhia, em 31 de dezembro de 2017 e 2016, estão descritos a seguir:

Ativos financeiros Nota 2017 2016 2017 2016Mensurados ao custo amortizadoRecebíveis

Clientes 8 252.967 170.737 254.422 182.151 Ativo financeiro - conc. de serviço público 9 3.450.423 3.354.958 3.460.118 3.437.564 Créditos de energia renegociados 10 - 762.306 - 762.306

Mantidos até o vencimentoTítulos e valores mobiliários 42 42 42 42

Mensurados ao valor justoCaixa e equivalentes de caixa 6 15.890 24.169 20.324 36.843 Títulos e valores mobiliários 6 374.255 54.807 374.255 54.807 Cauções e depósitos vinculados 176.140 42.857 179.168 65.969

4.269.717 4.409.876 4.288.329 4.539.682 Passivos financeiros

Mensurados ao custo amortizadoFornecedores 20 90.684 76.528 100.165 127.488 Financiamentos e empréstimos 21 2.112.579 3.646.093 2.154.639 4.153.184 Notas promissórias 22 - 285.310 - 285.310 FIDC Infinity DI 23 666.401 - 666.401 - Dividendos a pagar 34 81.506 89.808 81.506 90.644

2.951.170 4.097.739 3.002.711 4.656.626


148


Companhia Fechada

Os valores registrados no ativo e no passivo circulante têm liquidez imediata ou vencimento, em sua maioria, em prazos inferiores a três meses. Considerando o prazo e as características desses instrumentos, que são sistematicamente renegociados, os valores contábeis aproximam-se dos valores justos.

Os valores relativos ao Ativo Financeiro de concessões do serviço público são testados pelo menos anualmente quanto à sua recuperabilidade (vide nota nº 19). Desta forma, julgamos que os valores dos mesmos também se aproximam dos valores justos.

42.2 GESTÃO DE RISCOS

A Companhia possui em sua estrutura uma área responsável pelo monitoramento de processos de controles, visando assegurar que as normas e procedimentos internos possuam um nível mínimo adequado de segurança aos registros efetuados.

Além do mapeamento dos controles voltados às demonstrações financeiras, são mapeados os riscos relativos a disponibilidade de geração, gestão de suprimentos críticos, processos jurídicos, gestão tributária, gestão de novos negócios e leilões, controles ambientais e responsabilidade social.

A Companhia tem obtido avanços e enfrentado desafios para disseminar as práticas de gestão de riscos, entretanto, visualiza-se a possibilidade de implementar melhorias e aprimoramentos no ambiente de gestão integrada de riscos corporativos.

A Companhia conta também com Auditoria Interna que desenvolve atividades anuais de auditoria, além de acompanhamento externo por parte do TCU, e ainda, com a Assessoria de Conformidade, Controle e Riscos (CCR), área responsável pelas atividades de compliance.

42.3 RISCOS RESULTANTES DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Os principais riscos que a Companhia possui exposição são os seguintes:

Risco cambial - A Companhia possui dois contratos de financiamento em moeda estrangeira (Euro) obtido junto à Eletrobras por meio de repasse do banco KfW para realizar investimentos no complexo de PCHs São Bernardo. Sobre estas operações não foram contratadas operações de "hedge" (proteção).

PassivoMoeda

Estrangeira ReaisMoeda

Estrangeira Reais

Empréstimos em Euro 58.856 230.126 59.242 203.697

Exposição Líquida 58.856 230.126 59.242 203.697


Risco de taxa de juros – A Companhia está exposta ao risco de que a variação da taxa de juros, relacionadas a empréstimos, notas promissórias e FIDC, cause aumento na sua despesa financeira com pagamentos de juros futuros.

O montante da exposição da Companhia aos riscos de taxa de juros na data base de 31 de dezembro de 2017 e 2016 é o seguinte:

149


Companhia Fechada

2017 2016 2017 2016IPCA 676.056 1.084.216 676.056 1.084.216 TJLP 716.707 809.066 758.767 1.312.482 SELIC - 24.125 - 24.125 Euro 230.126 203.697 230.126 203.697 Cesta de moedas - - - 3.675 Taxa CDI 374.719 1.631.521 374.719 1.631.521 Outros 114.971 178.778 114.971 178.778

Total 2.112.579 3.931.403 2.154.639 4.438.494


Risco de crédito - Salvo pelas contas clientes, ativo financeiro de transmissão e créditos de energia renegociados, a Companhia não possui outros saldos significativos a receber de terceiros contabilizados neste exercício. Desta forma, esse risco é considerado baixo.

Saldos significativos a receber de terceiros 2017 2016 2017 2016

Clientes 252.967 170.737 254.422 182.151 Ativo financeiro - concessão de serviço público 3.450.423 3.354.958 3.460.118 3.437.564 Créditos de energia renegociados (Lei 8.727/93) - 762.306 - 762.306 Total 3.703.390 4.288.001 3.714.540 4.382.021


A RAP de uma empresa de transmissão é recebida das empresas que utilizam sua infraestrutura por meio de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST). Essa tarifa resulta do rateio entre os usuários de transmissão de alguns valores específicos: (i) a RAP de todas as transmissoras; (ii) os serviços prestados pelo ONS; e (iii) os encargos regulatórios.

O poder concedente delegou às geradoras, distribuidoras, consumidores livres, exportadores e importadores o pagamento mensal da RAP, que por ser garantida pelo arcabouço regulatório de transmissão, constitui-se em direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro, deste modo o risco de crédito é baixo.

Risco de liquidez - O risco de liquidez representa a possibilidade de a Companhia ter dificuldades de insuficiência de caixa ou outro ativo financeiro, para cumprir obrigações associadas com seus passivos financeiros.

A Companhia adota como política monitorar o seu fluxo de caixa continuamente, a fim de garantir e assegurar as exigências de liquidez, os limites ou cláusulas dos contratos de empréstimos e caixa suficiente para atendimento às necessidades operacionais do negócio.

Eventual excesso de caixa gerado pelas operações da Companhia é investido em contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo e depósitos de curto prazo, escolhendo instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez suficiente para fornecer margem, conforme determinado pelas previsões acima mencionadas.

A tabela abaixo analisa os passivos financeiros não derivativos, por faixas de vencimento, correspondentes ao período remanescente no balanço patrimonial até a data contratual do vencimento. Destes valores apresentados estão excluídos os financiamentos concedidos pela controladora Eletrobras. Os valores divulgados na tabela são os fluxos de caixa contratados não descontados.

150


Companhia Fechada

< 1 ano 1 - 2 anos 2 - 5 anos > 5 anosSaldos em 31.12.2017

Financiamentos e empréstimos 445.883 202.408 436.070 419.453 Fornecedores 90.684 - - - Concessões a pagar – UBP 2.513 2.617 8.524 81.643 FIDC Infinity DI 62.748 198.629 605.096 -

Saldos em 31.12.2016Financiamentos e empréstimos 501.694 249.443 543.995 569.572 Fornecedores 76.528 - - - Concessões a pagar – UBP 2.477 2.601 8.542 88.321 Notas promissórias 289.751 - - -

Controladora

< 1 ano 1 - 2 anos 2 - 5 anos > 5 anosSaldos em 31.12.2017

Financiamentos e empréstimos 453.517 209.757 456.424 451.420 Fornecedores 100.165 - - - Concessões a pagar – UBP 2.513 2.617 8.524 81.643 FIDC Infinity DI 62.748 198.629 605.096 -

Saldos em 31.12.2016Financiamentos e empréstimos 575.812 381.225 820.014 872.353 Fornecedores 127.488 - - - Concessões a pagar – UBP 2.477 2.601 8.542 88.321 Notas promissórias 289.751 - - -

Consolidado

Riscos trabalhistas - A Companhia constitui provisões para as contingências de demandas judiciais de riscos trabalhistas, que representam o universo de perdas prováveis, cujos pedidos judiciais se constituem em pagamentos de verbas rescisórias, adicionais salariais, horas extras e verbas devidas em razão da responsabilidade subsidiária, que são quantificadas ao valor presente quando da efetiva liquidação desta obrigação.

O provisionamento contábil destas demandas está seguindo as orientações do Pronunciamento Técnico CPC 25 e os impactos para a Companhia estão apresentados na nota nº 27.

Riscos ambientais – As ações de caráter socioambiental constituídas para provisões de contingências de riscos ambientais nas unidades de negócio da Companhia asseguram o compromisso da obtenção de emissões de Licenças Ambientais, bem como autorização para corte de vegetação, com o respaldo do Ministério Público que fiscaliza a edificação desses investimentos. Riscos de captação – A Companhia e suas controladas poderão enfrentar dificuldades quanto a captação de novos recursos de acordo com a sua capacidade de geração de caixa e forma de pagamento. Riscos operacionais – A Companhia e suas controladas poderão enfrentar riscos regulatórios tais como legislação de órgãos reguladores (ANEEL e MME), do Operador Nacional do Sistema (ONS) e órgãos ambientais, bem como riscos de desligamento da rede de transmissão, sujeitando a Companhia a perdas de receita em razão de desligamentos prolongados. Risco Hidrológico – Em 2017 a Companhia vendeu 100% de sua energia por meio de contratos no ACR e ACL, garantindo estabilidade no fluxo de receitas. No primeiro trimestre de 2017, ao contrário dos períodos anteriores, a geração das usinas hidrelétricas do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) foi 10% superior à energia sazonalizada das usinas no período, resultando em energia secundária. Já no

151


Companhia Fechada

restante do ano, a geração das usinas do MRE foi em média 28% inferior à energia sazonalizada. Esse déficit de geração é conhecido pela sigla GSF (Generation Scaling Factor). Por meio da repactuação do risco hidrológico relativo às usinas contratadas no Ambiente de Contratação Regulada (UHE Passo São João, UHE Governador Jayme Canet Júnior e UHE São Domingos), o produto selecionado (SP 92) garante proteção contra redução de garantia física nos cenários de GSF maior que 8%, mitigando parcialmente os impactos do GSF. 42.4 GESTÃO DE CAPITAL

A política da Companhia ao administrar seu capital é a de salvaguardar a capacidade de continuidade da Companhia no longo prazo para oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. O índice de alavancagem financeira corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida corresponde ao total dos financiamentos deduzido do montante de caixa e equivalentes de caixa registrado no balanço. O capital total é apurado somando-se o total do patrimônio líquido incluindo os adiantamentos para futuro aumento de capital (AFAC) com a dívida líquida.

Índice de alavancagem financeira

2017 2016 2017 2016Total dos financiamentos e empréstimos 2.112.579 3.646.093 2.154.639 4.153.184 Total das notas promissórias - 286.482 - 286.482 Total do FIDC Infinity DI 691.421 - 691.421 - (-) Caixa e equivalentes de caixa e fundos exclusivos* (390.145) (78.976) (394.579) (91.650) (=) Dívida líquida 2.413.855 3.853.599 2.451.481 4.348.016 Total do patrimônio líquido 5.963.735 5.539.526 5.963.735 5.539.526 (=) Total do capital 8.377.590 9.393.125 8.415.216 9.887.542 Índice de alavancagem financeira 29% 41% 29% 44%


*As aplicações em fundos exclusivos possuem liquidez imediata.

42.5 HIERARQUIA DO VALOR JUSTO

A Companhia aplica o CPC 40 (R1) para instrumentos financeiros mensurados no Balanço Patrimonial pelo valor justo, o que requer divulgação das mensurações do valor justo pelo nível da seguinte hierarquia de mensuração pelo valor justo. Os valores justos de caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras, clientes, financiamentos e fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Outros ativos e passivos de longo prazo também possuem valores equivalentes aos seus valores contábeis.

Apresenta-se abaixo a hierarquia dos valores justos dos ativos consolidados da Companhia, em 31 de dezembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016.

• Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos. • Nível 2 - Informações, além dos preços cotados, incluídas no nível 1 que são adotadas pelo

mercado para o ativo ou passivo, seja diretamente (ou seja, como preços) ou indiretamente (ou seja, como derivados dos preços).

• Nível 3 - Inserções para os ativos ou passivos que não são baseadas nos dados adotados pelo mercado (ou seja, inserções não observáveis).

152


Companhia Fechada

Saldos em 31.12.2017Ativos Nota Valor Justo Nível 1 Nível 2 Nível 3

Caixa e equivalentes de caixa 6 20.324 20.324 - - Títulos e valores mobiliários 6 374.255 374.255 - - Cauções e depósitos vinculados 179.168 179.168

Total do Ativo 573.747 573.747 - -

Saldos em 31.12.2016Ativos Valor Justo Nível 1 Nível 2 Nível 3

Caixa e equivalentes de caixa 6 36.843 36.843 - - Títulos e valores mobiliários 6 54.807 54.807 - - Cauções e depósitos vinculados 65.969 65.969

Total do Ativo 157.619 157.619 - -

Consolidado

Consolidado

42.6 ANÁLISE DE SENSIBILIDADE PARA A EXPOSIÇÃO A RISCOS DE ÍNDICES FLUTUANTES

Nos termos do CPC 40 (R1), a Companhia apresenta a análise de sensibilidade sobre seus financiamentos e empréstimos sujeitos a riscos de variação de índices flutuantes.

O cenário-base provável para 31 de dezembro de 2017 foi definido através de premissas aprovadas pela Controladora e disponíveis no mercado, e o cálculo da sensibilidade foi feito considerando a variação entre as taxas e índices do cenário previsto para 31 de dezembro de 2017. A análise de sensibilidade considerou ainda variação de 25% e 50% sobre os índices flutuantes consideradas no cenário provável.

Análise de sensibilidade taxa de juros

Índices (risco) Saldo em 2017

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário Provável

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

PASSIVOIPCA 1,87% 2,80% 3,73% 4,66% 5,60%TJLP 3,42% 5,12% 6,83% 8,54% 10,25%SELIC 3,34% 5,00% 6,67% 8,34% 10,01%CDI 3,31% 4,96% 6,61% 8,26% 9,92%

Financiamentos e empréstimosIPCA 676.056 12.642 18.930 25.217 31.504 37.859 TJLP 716.707 24.511 36.695 48.951 61.207 73.462 CDI 374.719 12.403 18.586 24.769 30.952 37.172

FIDC Infinity DICDI 691.421 22.886 34.294 45.703 57.111 68.589

Total 2.458.903 72.442 108.505 144.640 180.774 217.082

ControladoraRedução despesa

financeira - 12 mesesAumento despesa

financeira - 12 meses

153


Companhia Fechada

Índices (risco) Saldo em 2017

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário Provável

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

PASSIVOIPCA 1,87% 2,80% 3,73% 4,66% 5,60%TJLP 3,42% 5,12% 6,83% 8,54% 10,25%SELIC 3,34% 5,00% 6,67% 8,34% 10,01%CDI 3,31% 4,96% 6,61% 8,26% 9,92%

Financiamentos e empréstimosIPCA 676.056 12.642 18.930 25.217 31.504 37.859 TJLP 758.767 25.950 38.849 51.824 64.799 77.774 CDI 374.719 12.403 18.586 24.769 30.952 37.172

FIDC Infinity DICDI 691.421 22.886 34.294 45.703 57.111 68.589

Total 2.500.963 73.881 110.659 147.513 184.366 221.394

Redução despesa financeira - 12 meses

Aumento despesa financeira - 12 meses

Consolidado

Análise de sensibilidade taxa de câmbio

Moeda (risco) Saldo em ME

Saldo em R$ mil

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário I (+25%)

Cenário II (+50%)

PASSIVOCotação da moeda (Euro) 3,91 1,96 2,93 4,89 5,87 Empréstimos 58.856 230.126 (115.063) (57.531) 57.533 115.064

Total 58.856 230.126 (115.063) (57.531) 57.533 115.064

Redução despesa financeira

Aumento despesa financeira

Consolidado2017

NOTA 43 – INVESTIMENTOS AMBIENTAIS

Durante o exercício, a Companhia realizou os seguintes investimentos e gastos ambientais, reconhecidos no imobilizado e no resultado do exercício, conforme a seguir demonstrado:

Investimento Resultado Investimento ResultadoInvestimentos ambientais* 1.341 - 8.855 - Gastos ambientais* - 7.110 - 9.630 Total 1.341 7.110 8.855 9.630


* Informações não auditadas pelos auditores independentes.

Os investimentos e gastos ambientais, no montante de R$ 8.451 mil em 2017 (R$ 18.485 mil em 2016), referem-se a programas de recuperação de áreas degradadas e a preservação da biodiversidade, manutenção em processos operacionais para a melhoria do meio ambiente, além de programas de educação ambiental e outros projetos ambientais.

154


Companhia Fechada

NOTA 44 – INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES AO FLUXO DE CAIXA

2017 2016 2017 2016

Investimentos em participações societárias - (8) - (8)Investimentos em imobilizado 9.373 50.180 9.373 50.180 Adições ao intangível - - - (35.778)AFAC capitalizados (a) (759.278) (546.799) - - Alienação da concessão nº 010/2009 - (1.252) - (1.252)Alienação de investimentos societários (b) (957.029) (24.685) (957.029) (24.685)Remuneração aos acionistas (b) 46.298 46.298 Encargos financeiros (b) 134.614 - 134.614 - Empréstimos e financiamento - principal (b) 776.117 - 776.117 -

(749.905) (522.564) 9.373 (11.543)


(a) O saldo de R$ 759.278 mil representa a capitalização dos adiantamentos para futuro aumento de capital (AFAC), aportados nas SPEs Marumbi, Transmissora Sul Litorânea, Fronteira Oeste, Chuí, Livramento e Santa Vitória do Palmar, conforme nota 16.6 - AFAC.

(b) O montante de R$ 957.029 mil refere-se ao saldo do investimento nas SPEs Hermenegildo I, II e III, Chuí, Chuí IX e Santa Vitória que foram transferidos para a Eletrobras em 29 de dezembro de 2017 por meio da dação em pagamento da dívida com dividendos (R$ 46.298 mil) e Financiamentos (R$ 910.731 mil) que não envolveram uso de caixa ou equivalentes de caixa, conforme nota nº 1.5.

NOTA 45 – EVENTOS SUBSEQUENTES

De acordo com o que determina o CPC 24 - Eventos Subsequentes, são apresentados a seguir os principais eventos ocorridos entre 31 de dezembro de 2017 e a data da autorização para a conclusão das demonstrações financeiras.

Aportes de capital nas sociedades investidas

SPE Evento ValorFronteira Oeste AFAC 2.550 Paraíso AFAC 198

2.748

Garantias concedidas em contratos de empréstimos e financiamentos Em 16 de janeiro de 2018, a Companhia contratou carta de fiança bancária junto ao Banco ABC Brasil S.A, para garantia parcial aos contratos de financiamento de longo prazo firmados pelas SPEs Eólica Hermenegildo I S.A., Eólica Hermenegildo II S.A., Eólica Hermenegildo III S.A. e Eólica Chuí IX S.A., com o Banco de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES e com o Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul - BRDE, no valor de R$ 200.000 mil. Exclusão de covenants de contratos de financiamento e repasse do BNDES Em 31 de janeiro de 2018, por meio da Carta nº 25/2018, o BNDES autorizou a exclusão da obrigação da Companhia de manutenção de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida - ICSD estabelecida nos Contratos de Financiamentos e emitiu autorização para esta exclusão nos contratos de repasse,

155


Companhia Fechada

condicionada à anuência do agente financeiro Banco do Brasil S.A. A exclusão deste covenant deverá ser formalizada por meio da celebração de aditivos aos contratos de financiamento. Liquidação de financiamentos e empréstimos Em 7 de fevereiro de 2018 a Companhia liquidou o montante de R$ 209.517 mil (principal + encargos) referente a Cédula de Crédito Bancário contratada junto a Caixa Econômica Federal com a finalidade de atendimento aos investimentos no empreendimento Eólico Livramento - Entorno II (Coxilha Seca, Galpões e Capão do Inglês). Em 28 de fevereiro de 2018, a Companhia liquidou, mediante pagamento da última parcela, o contrato de financiamento Eletrobras/RGR ECF-2813/2010, que foi destinado ao Projeto Reluz com a Prefeitura Municipal de Novo Hamburgo/RS. Chamada Pública para o Leilão ANEEL nº 004/2014 - Lote E Em 5 de março de 2018, a Companhia lançou edital de chamada pública para seleção de empresas interessadas em adquirir 100% do empreendimento na forma da SPE Paraíso Transmissora de Energia S/A. O Lote “E”, do leilão ANEEL 004/2014 (Contrato de Concessão ANEEL nº 002/2015), contempla instalações no estado de Mato Grosso do Sul, compostas de duas novas linhas de transmissão e uma subestação. Contrato de compra de energia com as Eólicas Hermenegildo I, II, III e Chuí IX Em 9 de março de 2018, a Companhia aprovou o contrato de compra de energia incentivada das Eólicas Hermenegildo I, II, III e Chuí IX para o período de 2018 a 2035. A quantidade a ser adquirida dependerá da energia gerada pelas vendedoras, sendo que a quantidade mínima a ser repassada é de 39,3 MW médios. Leilão de venda de energia no ACL Em 13 de março de 2018, a Companhia realizou venda de energia incentivada através do Leilão 004/2018, no montante de 30 MW médios para o período de março a dezembro de 2018. O processo está em fase de habilitação dos compradores.

156


Companhia Fechada

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Wilson Ferreira Junior Gilberto Odilon EggersPresidente Conselheiro

Armando Casado de Araujo Celso KnijnikConselheiro Conselheiro

Rita de Cássia Pandolfi Camara Gagliardi Ricardo Moura de Araujo FariaConselheira Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

Tomé Aumary Gregório Jaime de SouzaDiretor Financeiro Diretor Administrativo

Rogério Bonini Ruiz Jorge Andriguetto JúniorDiretor de Operação Diretor de Engenharia

Gilberto Odilon EggersDiretor Presidente

DEPARTAMENTO DE CONTABILIDADE

Sandro Rodrigues da Silva Gerente do Departamento de Contabilidade

Contador CRC-SC 15360/O-9

Florianópolis, 15 de março de 2018.

Demonstrações Contábeis e Relatór rio da … - Relatório da... · A operação mencionada...

Documents

Transcript of Demonstrações Contábeis e Relatór rio da … - Relatório da... · A operação mencionada...