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EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A.

Demonstrações Contábeis Regulatórias

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO REGULATÓRIO Senhoras e Senhores Acionistas, Apresentamos a seguir, o relatório das principais atividades no exercício de 2017, em conjunto com as Demonstrações Contábeis Regulatórias elaboradas de acordo com a legislação societária brasileira e com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, os quais consideramos importantes para divulgar o desempenho da EDP São Paulo para a sociedade, parceiros, investidores e consumidores. Carta do Vice-presidente Cenário No ano de 2017, a EDP São Paulo manteve sua estratégia de melhoria na qualidade do serviço, reforço da eficiência, combate às perdas e inadimplência e na execução do seu plano de investimentos, com foco na satisfação do cliente. Esta estratégia foi desenvolvida buscando o equilíbrio entre clientes, fornecedores, colaboradores, acionistas e sociedade em geral. Continuou sendo um ano desafiador, com a retração econômica e degradação dos indicadores sociais foi necessário intensificar as ações com resultados efetivos que podem ser observados com a reversão da tendência de PDD e contenção das perdas e fraudes. Foram realizados investimentos com foco na ampliação da telemedição de clientes, substituição de medidores obsoletos e na construção de redes anti-furto. Como resultado as perdas não técnicas na baixa tensão apresentaram queda de 0,40 p.p. em relação a 2016. Com sinais de retomada do cenário econômico, registramos um aumento de 1,9% no número de clientes em relação a 2016 representando 34 mil de novos clientes conectados à rede de distribuição de energia da companhia e com aumento do volume de energia distribuída em 2017 em 2,4% em comparação com o ano anterior. Reforçamos os investimentos na rede de Distribuição no combate às perdas e novas tecnologias. Os investimentos líquidos totalizaram R$ 269,7 milhões, 9,5% acima dos montantes de 2016, destinados principalmente ao reforço do sistema elétrico, com foco em projetos de redes protegidas e religadores automáticos, os quais garantem maior confiabilidade e eficiência ao fornecimento de energia elétrica. O reconhecimento veio no Prêmio da ABRADEE na categoria Gestão Operacional, onde a EDP São Paulo ficou em 1º lugar, esse prêmio contempla os indicadores de perdas de energia na MT e BT, continuidade do fornecimento, segurança, qualidade do faturamento e inadimplência. Na continuidade da busca de eficiência, produtividade e qualidade na execução, a EDP São Paulo, de modo pioneiro, iniciou a utilização de robôs de primeira geração que são capazes de automatizar processos manuais e repetitivos. Além disso, reforçou as iniciativas de aplicação de metodologias de Orçamento Base Zero e implementou novas teconologias de analytics, permitindo que os custos operacionais ficassem abaixo da inflação, sendo fortemente impactado pela redução da PDD em 32,3% em comparação com o ano anterior. Outro fato importante foi o Reajuste Tarifário que em relação a tarifa praticada, o efeito percebido pelos clientes foi um aumento médio de 24,3%, que considera o maior reconhecimento de perdas e também a redução dos custos de compra de energia. Enfim, as conquistas foram importantes mas permanecem os desafios de manutenção da trajetória de mais eficiência, melhoria continua e excelência na gestão para atender as expectativas de nossos clientes, colaboradores, sociedade e acionistas.

Macroeconômico

Em 2017, a crise econômica vivida pelo Brasil – após dois anos de recessão – deu sinais de ligeira recuperação, e a economia paulista sendo a maior e mais diversificada do país refletiu esse progresso. No acumulado dos três primeiros trimestres do ano, em relação ao mesmo período de 2016, a atividade paulista registrou avanço de 0,8%1. Este resultado reflete o desempenho positivo dos serviços (1,1%) e as taxas negativas da indústria (-0,4%) e da agropecuária (-0,7%).

A queda na inflação2 - que em 2017 ficou abaixo de 3% pela primeira vez desde 1998 - e a redução nas taxas de juros3 - a taxa básica SELIC fechou o ano com o menor valor desde 1999, 7% a.a. - favoreceram a indústria e o comércio.

No acumulado até novembro de 2017, a indústria de São Paulo avançou 3,0%4, na comparação com igual período do ano anterior. O setor de veículos automotores, reboques e carrocerias (17,7%) exerceu a principal contribuição positiva - sobre a média global da indústria - impulsionado pela maior produção de automóveis, caminhão-trator para reboques e semirreboques e caminhões. Vale mencionar também os avanços vindos das atividades de máquinas e equipamentos (8,6%), equipamentos de informática, produtos eletrônicos e ópticos (18,0%), produtos de borracha e de material plástico (6,1%) e produtos alimentícios (1,3%).

Nos onze primeiros meses do ano, as vendas no comercio varejista5 avançaram 1,2%, na comparação com o mesmo período de 2016. No comércio varejista ampliado - que inclui o varejo e as atividades de veículos, motos, partes e peças e de material de construção – o crescimento no volume de vendas foi de 2,1%.

O emprego permaneceu praticamente estável. Segundo o CAGED6, o saldo de empregos formais em São Paulo - no acumulado até novembro - cresceu 0,9%, com saldo de 109 mil vagas. As principais contribuições positivas foram dadas pelos setores de serviços (66 mil vagas) e agropecuária (38 mil vagas).

Distribuição

A EDP São Paulo, Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão, firmado naquela data.

A partir de abril de 2005 passou a ser subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A.. A sua sede está localizada na cidade de São Paulo, maior centro econômico-financeiro da América Latina.

Atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, abrangendo cerca de 4,5 milhões de habitantes, compreendidos entre 2,5 milhões no Alto Tietê e 2,0 milhões no Vale do Paraíba e Litoral Norte.

Ligação de consumidores A base de clientes foi incrementada em 1,91% comparado a 2016, que representou 34 mil novos clientes conectados à rede da companhia. O acréscimo neste período concentrou-se na classe residencial (+1,9%) e na classe comercial (+2,4%).

1 Fonte: SEADE. PIB trimestral do Estado de São Paulo. 3◦ Trimestre de 2017 2 Fonte: Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. Sistema Nacional de Índices de Preços ao Consumidor IPCA e INPC – Dezembro/2017. 3 Fonte: Banco Central do Brasil. Meta SELIC em 31/12/2017. 4 Fonte: IBGE. Pesquisa Industrial Mensal Produção Física – Regional. Novembro/2017 5 Fonte: IBGE. Pesquisa Mensal de Comércio. Novembro/2017 6 Fonte: CAGED/MTE. Novembro/2017

Número de Consumidores

Comportamento do mercado A distribuição de energia da EDP São Paulo no período de janeiro a dezembro de 2017 foi de 14.854 GWh (14.502 GWh em 2016). No ano, a classe residencial reflete o menor número de dias médios de faturamento no BT (-2,5 dias). Na classe comercial, além do menor número de dias médios faturados (-4,4 dias no AT/MT), destaca-se a migração de 42 clientes do ACR para o ACL. Retirado o consumo desses clientes do mercado de referência, a classe comercial teria avançado 1,6%, no ano.

No acumulado até novembro de 2017, a indústria de São Paulo avançou 3,0%7, na comparação com igual período do ano anterior. O setor de veículos automotores, reboques e carrocerias (17,7%) exerceu a principal contribuição positiva - sobre a média global da indústria - impulsionado pela maior produção de automóveis, caminhão-trator para reboques e semirreboques e caminhões. Vale mencionar também os avanços vindos das atividades de máquinas e equipamentos (8,6%), equipamentos de informática, produtos eletrônicos e ópticos (18,0%), produtos de borracha e de material plástico (6,1%) e produtos alimentícios (1,3%). O setor industrial teve 35 migrações de ACR para o ACL, desconsiderando esse efeito, a classe teria avançado 1,3%.

Na classe rural, destacou-se, positivamente, com o aumento do consumo de clientes irrigantes. A classe avançou 3,0% no ano.

7 Fonte: IBGE. Pesquisa Industrial Mensal Produção Física – Regional. Novembro/2017

Consumidores 2013 2014 2015 2016 2017

Residencial 1.519.284 1.573.472 1.625.456 1.646.098 1.676.680

Industrial 11.973 12.468 12.300 12.402 13.022

Comercial 113.286 117.712 120.558 123.741 126.737

Rural 7.994 8.014 8.002 7.962 7.904

Poder público 8.890 9.056 9.122 8.996 8.968

Iluminação pública 3.056 2.923 3.070 3.289 3.611

Serviço público 1.324 1.370 1.382 1.389 1.423

Outros 166 172 162 167 165

Total 1.665.973 1.725.187 1.780.052 1.804.044 1.838.510

Variação 4,04% 3,55% 3,18% 1,35% 1,91%

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

A EDP São Paulo encerra o ano de 2017 com Perdas Não Técnicas de 9,57% sobre o mercado de baixa tensão. O resultado mostra uma redução de 0,40 p.p. no índice de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão em relação ao índice verificado em dezembro do ano anterior, que foi de 9,98%. Em 2017, a EDP São Paulo desembolsou R$ 39,8 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos, R$ 29,8 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial, painéis de medição blindados e monitorados e telemedição) e R$ 10 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares).

A EDP São Paulo realizou aproximadamente 77,6 mil inspeções, substituição de 48,5 mil medidores e blindagem de 7,5 mil consumidores através de redes especiais com monitoramento remoto que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 25 milhões”.

Mercado Atendido - GWh 2013 2014 2015 2016 2017

Energia Faturada 9.448 9.639 9.259 8.646 8.027

Fornecimento 9.399 9.592 9.215 8.603 7.981

Residencial 3.504 3.633 3.549 3.587 3.672

Industrial 2.751 2.618 2.367 1.855 1.405

Comercial 2.103 2.284 2.287 2.141 1.909

Rural 84 88 83 80 83

Poder público 331 341 322 310 303

Iluminação pública 322 327 329 342 349

Serviço público 298 295 273 282 254

Consumo próprio 6 7 6 6 6

Suprimento 48 47 45 43 46

Energia em Trânsito 5.887 5.812 5.363 5.855 6.827

Total 15.335 15.452 14.623 14.502 14.854

Variação 4,14% 0,76% -5,37% -0,83% 2,43%

Balanço Energético

Energia Requerida 2013 2014 2015 2016 2017

Venda de Energia 9.448 9.639 9.259 8.646 8.027

Fornecimento 9.399 9.592 9.215 8.603 7.981

Suprimento 48 47 45 43 46

Energia em Trânsito 5.887 5.812 5.363 5.855 6.827

Mercado atendido 15.335 15.452 14.623 14.502 14.854

Perdas na Rede Basica 188 176 198 198 198

Perdas na Distribuição 1.678 1.617 1.441 1.441 1.415

Perdas técnicas 940 946 870 870 878

Perdas não técnicas 738 672 571 571 537

PNT/Energia Requerida [%] 4,34% 3,94% 3,55% 3,58% 3,30%

Perdas Totais - PT 1.866 1.794 1.638 1.638 1.613

PT/Energia Requerida [%] 9,86% 9,48% 8,97% 9,04% 8,70%

Total - Energia Requerida] 17.013 17.069 16.063 15.942 16.269

9,48% 8,97% 9,04% 8,70%

13,92%

10,60%9,98% 9,57%

2014 2015 2016 2017

Perdas Totais Não Técnicas Mercado BT

46,0%

17,6%

23,9%

1,0%11,4%

Consumo por classe de consumidores

Residencial Industrial Comercial Rural Outros

Receita A receita operacional regulatória líquida totalizou R$ 3.629,4 milhões, sendo 28,6% maior à de 2016.

Número de consumidores O número de consumidores faturados em dezembro de 2017 apresentou um crescimento de 1,9% sobre o mesmo mês do ano anterior, como se pode observar no quadro a seguir:

Classe 2017 2016 %Residencial 1.174.553 1.299.993 -10%Industrial 491.191 722.001 -32%Comercial 642.098 807.726 -21%Rural 17.021 18.413 -8%Outros 239.231 273.651 -13%Total 2.564.094 3.121.784 -18%

Receita de Fornecimento

45,8%

19,2%

25,0%

0,7%9,3%

Receita de Fornecimento por classe de consumidores [%; 2017]

Residencial Industrial Comercial Rural Outros

Número de consumidores 2017 2016 %

Residencial 1.676.680 1.646.098 1,9%

Industrial 13.022 12.402 5,0%

Comercial 126.737 123.741 2,4%

Rural 7.904 7.962 -0,7%

Outros14.167 13.841 2,4%

Total 1.838.510 1.804.044 1,9%

Tarifas Alterações Regulatórias Bandeiras Tarifárias Instituídas em 2015, as Bandeiras Tarifárias têm como objetivo sinalizar os custos reais da produção de energia elétrica. A bandeira verde indica que o custo de produção de energia está mais baixo, não sendo aplicada nenhuma modificação nas tarifas. As bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo de produção de energia, ocasião em que é aplicado um valor adicional à tarifa. Em 24 de outubro de 2017, a ANEEL apresentou a proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias, com mudanças nos valores cobrados dos consumidores e inclusão de novos critérios no cálculo, como os custos relacionados ao déficit hídrico. Com a hidrologia desfavorável, a diretoria da agência reguladora votou, em caráter excepcional, por implementar a mudança prevista para janeiro/fevereiro de 2018 em novembro de 2017. Desta forma, os valores das bandeiras amarela e vermelha sofreram alterações: a bandeira vermelha passou a ter dois patamares, cujos adicionais são de R$ 3,00 e de R$ 5,00, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos, e a bandeira amarela passou a representar custos adicionais de R$ 1,00, aplicados a cada 100 kWh. Governança Corporativa Em novembro de 2017, a ANEEL regulamentou os critérios sobre a avaliação da qualidade dos sistemas de governança corporativa dos agentes de distribuição de energia elétrica. Baseada na regulação por incentivos, a norma estabelece parâmetros nos temas transparência, estrutura da alta administração, relações de propriedade, controle interno e conformidade regulatória, resultando na classificação das distribuidoras em alto, médio ou insuficiente nível de governança conforme a adesão às boas práticas enunciadas no regulamento. Além de incentivar a eficiência da gestão corporativa, a norma atua por meio de sua classificação qualitativa e quantitativa para a melhoria da qualidade do serviço prestado ao consumidor. Revisão Tarifária Extraordinária A ANEEL regulamentou os requisitos prévios para admissibilidade dos pedidos de Revisão Tarifária Periódica (RTE) das distribuidoras, além do procedimento administrativo necessário. A edição do normativo foi motivada pelo aumento do número de pedidos de RTE pelos concessionários e a ausência de critérios mais objetivos para a solicitação. A Resolução Normativa define os critérios mínimos de admissibilidade, tais como o fato gerador, evidência do desequilíbrio econômico-financeiro e o nexo de causalidade entre eles. Caso evidenciado os elementos mínimos de admissibilidade, a ANEEL precisaria abrir uma audiência pública específica para colher contribuições da sociedade, antes de sua deliberação. Qualidade do fornecimento Os indicadores DEC e FEC, apresentam-se em total conformidade com os padrões estabelecidos pela ANEEL, sendo em 2017 registradas 7,87 horas e 4,96 interrupções, respectivamente, refletindo os investimentos realizados para ações de manutenção preventiva, obras de melhoria, inovações nos ativos do sistema elétrico de distribuição e melhoria constante nos processos adotados por todas as áreas envolvidas com a operação do sistema.

Atendimento ao consumidor A EDP São Paulo segmenta seus clientes por nível de tensão de fornecimento, a saber, clientes de baixa, média e alta tensão e por classe de clientes, pertencentes às esferas pública e privada. A distribuidora possui estrutura para atender seus diversos públicos, oferecendo acesso a canais de relacionamento presencial, virtual e telefônico. O atendimento telefônico, realizado pelo Call Center, em conformidade com as exigências regulatórias do setor, oferece atendimento de caráter emergencial e comercial para os clientes de baixa tensão. Em 2017 foram atendidas 1,6 milhões de chamadas. Para os clientes de média e alta tensão há uma estrutura exclusiva de atendimento telefônico personalizado e gratuito. Os canais virtuais compreendem: Agência Virtual (web), App (com chat) e SMS.

Abaixo, alguns detalhes das etapas de 2017:

• Aplicativo EDP: Lançado para dispositivos móveis (smartphones e tablets), o aplicativo baixado gratuitamente facilita o contato dos clientes com a distribuidora, trazendo praticidade na solicitação de serviços. A partir da funcionalidade de chat em tempo real, o cliente pode obter informações e esclarecer dúvidas.

• Agência virtual: A página de serviços da EDP na internet (www.edp.com.br) passou por mais uma série de reformulações em 2017 incluindo novos serviços, com layout moderno e maior acessibilidade, tais como: solicitação de ligação nova, entrada de projeto elétrico, acordo de pagamento e inclusão de chat web. Este canal de relacionamento que permite o acesso, de forma segura, com a criação de login e senha para o cliente, ou através de conta de Gmail e Facebook, contribuindo para aprimorar o atendimento, dando maior conforto e celeridade na execução das solicitações, além de facilitar o acompanhamento das mesmas pelos clientes, com maior interação e agilidade no tráfego de dados, dentro dos mais elevados padrões de segurança das informações. Nestes canais virtuais em 2017 foram realizados 7,4 milhões de acessos, entre a utilização de serviços e consultas.

Para o atendimento presencial, a concessionária conta com 30 Agências, distribuídas nos 28 municípios de sua área de concessão, onde recebemos 785 mil clientes em 2017. Algumas de nossas agências contam também com equipamentos de autoatendimento (totens e tablets). Em 2017, realizamos 1,7 milhão de serviços presencialmente e 0,9 mil serviços no autoatendimento.

A distribuidora oferece também o serviço de Ouvidoria, que deve ser acionado sempre que as manifestações relativas à prestação do serviço e aos direitos do consumidor não forem solucionadas pelos demais canais de atendimento e pode ser contatada por meio de central de tele atendimento - CTA dedicada, e-mail, Whatsapp, correspondência ou ainda presencialmente.

Indicador DEC [Horas] FEC [Interrupções] TMAE [Horas]

2017 7,87 4,96 5,50

2016 8,47 5,42 5,44

2015 8,43 5,09 5,20

2014 7,62 5,34 3,73

2013 8,16* 5,63* 2,80

A Ouvidoria realiza sempre de maneira ética, imparcial, justa, transparente, isonômica e cortês a intermediação entre as manifestações dos clientes e a distribuidora atuando como representante dos direitos do cliente junto a distribuidora. No ano de 2017 a Ouvidoria da EDP São Paulo recepcionou mais de 42,2 mil contatos de clientes e intermediou 8,2 mil manifestações.

Principais dados das Instalações Elétricas

Tecnologia da informação Em 2017, foram encerrados dois e iniciados nove projetos de P&D, permanecendo assim vinte e quatro projetos em execução, com investimentos na ordem de R$ 7,35 milhões. Dentre projetos encerrados, destaca-se a inauguração do 1º Laboratório de Smart Grids da América Latina, instalado na Universidade de São Paulo (USP) e disponibilizado para a sociedade e setor elétrico brasileiro em 2017. Nos projetos em andamento, são destacados o projeto de P&D, “SIAD-AERO”, um sistema autônomo cooperativo de planejamento e execução de inspeção nos ativos do sistema elétrico, que capta imagens nas bandas do visível, infravermelho e ultravioleta, através da utilização de sensores embarcados em aeronaves remotamente tripuladas de asa fixa e asa móvel. Realizando o processamento destas informações em uma base no solo e de forma off-line para detectar anomalias existentes e apresentar um plano de ação para a correção das mesmas. E o de P&D “Geração distribuída urbana utilizando sistemas fotovoltaicos e armazenamento de curto prazo”, visa, tanto preparar a EDP para a regulamentação e penetração desta tecnologia, quanto estudar e propor modelos de negócio que tragam benefícios tanto para a empresa quanto ao consumidor. Ressaltamos que os resultados obtidos nos projetos de P&D foram amplamente divulgados à comunidade científica, através da participação em seminários nacionais e internacionais e publicação de artigos em revistas especializadas.

Descrição 2017 2016 Var. %

Subestações

Quantidade 56 54 3.7

Potência Instalada de Transformadores (MVA) 4,086 4,029 1.4

Redes de Distribuição - Própria (Km) 28,117 28,431 -1.1

AT (maior ou igual a 69 KV) 953 953 0.0

MT (entre 1 e menor a 69 KV) 14,691 14,543 1.0

BT (menor que 1 kV) 12,474 12,935 -3.6

Transformador de Distribuição - Próprios (Quantidad e) 67,207 65,919 2.0

Urbano 50,145 49,044 2.2

Rural 16,991 16,808 1.1

Subterrâneo 71 67 6.0

Potência Instalada na Distribuição Própria (MVA) 4,0 17 3,923 2.4

Urbano 3,547 3,465 2.4

Rural 430 421 2.2

Subterrâneo 40 37 7.2

Postes em Redes de Distribuição - Quantidade 560,80 3 555,812 0.9

Urbano 416,984 413,546 0.8

Rural 143,819 142,266 1.1

Novos negócios e parcerias Por meio do PEE, a EDP São Paulo investiu R$ 13,9 milhões, beneficiando comunidades de baixo poder aquisitivo por meio do projeto Boa Energia na Comunidade, que consiste nas substituições de chuveiros elétricos por trocadores de calor, lâmpadas ineficientes por LED e instalações de kits padrão de entrada para adequação do fornecimento de energia. Outro projeto em comunidade de baixa renda é o projeto Boa Energia Solar, que substitui os chuveiros elétricos, uns dos grandes vilões de consumo de energia de uma residência, por sistemas de aquecimento solar (reservatório térmico e coletor solar), e para otimizar ainda mais os ganhos, é realizada a substituição de lâmpadas ineficientes por lâmpadas LED.

Além dos projetos mencionados, dois projetos tiveram um grande destaque em 2017, o projeto Eficiência Solidária, que atendeu mais de 12,5 mil clientes, consiste na substituição de lâmpadas ineficientes de clientes residenciais por lâmpadas LED, utilizando uma unidade móvel (Led Truck) como posto de troca, ainda dentro do projeto, a cada 80 lâmpadas substituídas uma foi doada para entidade beneficente, a segunda ação que merece destaque foi a Gincana cultural Xô Desperdício, que foi realizada para as escolas participantes do projeto Boa Energia nas Escolas. A gincana foi dividida em atividades, onde as escolas publicaram vídeos na internet e foram contabilizadas todas as curtidas, proporcionalmente ao número de habitantes de cada município, sendo que as dez primeiras colocadas foram contempladas com um sistema fotovoltaico.

O objetivo do programa de Eficiência Energética é combater o desperdício de energia elétrica e contribuir para a redução das emissões de CO2 e também das contas de luz dos consumidores. Em 2017, o programa da EDP São Paulo gerou uma economia de energia de aproximadamente 16,72 GWh/ano, que corresponde ao consumo de energia de 7,7 mil residências.

Desempenho econômico-financeiro Em 2017, o lucro líquido foi de R$ 155,0 milhões, contra R$ 87,8 milhões em 2016, um aumento de 76,6%. A receita operacional líquida regulatório R$ 3.629,4 milhões apresentou um aumento de 28,6% em 2017 em relação à 2016. Esse resultado é explicado principalmente por:

1) Aumento de R$ 627,3 milhões da receita bruta, em virtude principalmente do seguinte fator: i) Ativos e passivos financeiros setoriais (R$ 1.501,7 milhões).

2) Redução das deduções da receita operacional em R$ 14,3 milhões, em virtude dos seguintes fatores: i) Redução dos tributos sobre a receita (ICMS) em R$ 202,3 milhões; ii) Redução dos encargos no CDE em R$ 124,2 milhões.

As Despesas Operacionais regulatórias totalizaram R$ 3.364,5 milhões em 2017, 24,3% superior às despesas em 2016. As despesas operacionais gerenciáveis regulatórias da EDP São Paulo, que compreendem os custos de pessoal, materiais, serviços de terceiros, depreciação e amortização e outras despesas, ficaram 7,9% abaixo em relação ao mesmo período do ano anterior atingindo o montante de R$ 547,5 milhões, se deve principalmente a: i) redução de 28,6 milhões devido provisão para crédito de liquidação duvidosa e contingência; ii) redução de R$ 4,9 milhões referente à ganhos e perdas na desativação e alienação de bens. As despesas operacionais não gerenciáveis que correspondem aos custos com energia comprada para revenda, encargos setoriais de transmissão e taxa de fiscalização totalizaram em 31 de dezembro de 2017 o montante de R$ 2.816,9 milhões, superiores em 33,4% em relação às praticadas no mesmo período do ano anterior. Tal fato é decorrente essencialmente de: i) aumento de R$ 607,7 milhões com custo de energia elétrica; aumento de R$ 96,2 milhões com encargos de uso da rede elétrica.

O EBITDA ou LAJIDA regulatório, lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização foi de R$ 401,9 milhões, superior em 62,2% a 2016, que foi de R$ 247,9 milhões, conforme evolução abaixo:

Investimentos Foi realizado a título de investimento o valor de R$ 269,7 milhões em 2017, já deduzidos os recursos recebidos na forma de doações e subvenções para investimento e considerando os juros capitalizados, ficando 9,5% acima do mesmo período do ano anterior. No período os juros capitalizados representam R$ 4,1 milhões do total. Os investimentos realizados foram destinados a obras estruturantes para o reforço do sistema elétrico, telecomunicações, informática, entre outros. Novas regras instituídas com os procedimentos para revisões tarifárias relativas à receita de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7), reduz a Receita Operacional e a partir do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta passaram do tratamento usual de depreciação dos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações Especiais. Estes investimentos serão incorporados à Base de Remuneração Bruta na próxima revisão tarifária em 2019. Os valores definidos na última revisão tarifária (em outubro/2015) foram: Base de Remuneração Bruta de R$ 3.316.484,3 bilhões, a Quota de Reintegração Regulatória de R$ 134.317,6 milhões, e a Base de Anuidade Regulatória de R$ 205.214,1 milhões. Evolução e Projeção dos Investimentos O quadro a seguir apresenta os últimos dois anos e os próximos cinco anos do Plano de Desenvolvimento de Distribuição em Maquinas e Equipamentos. Os valores contemplam as adições brutas do ativo em serviço.

277.699

344.297

388.057

247.876

401.933

0,00

50.000,00

100.000,00

150.000,00

200.000,00

250.000,00

300.000,00

350.000,00

400.000,00

450.000,00

2013 2014 2015 2016 2017

Comparativo dos Investimentos em Máquinas e Equipamentos da Distribuição Variação entre valores planejados entre os anos de 2018 a 2022. A variação entre os valores planejados de 2018 a 2022 (ciclo atual) em relação ao planejado do ciclo anterior, está associada a reprogramação de obras e a necessidade de novas obras não consideradas, visando adequar-se às demandas de mercado e melhoria dos indicadores técnicos e de qualidade.

Captações de recursos Para viabilizar o programa de investimentos do ano, bem como as demais necessidades, a EDP São Paulo captou um total de R$ 502,7 milhões em recursos de empréstimos e financiamentos de diversas fontes, destacando-se os desembolsos do BNDES no valor de R$ 122,7 milhões e as emissões de debêntures e nota promissória, no valor total de R$ 380,0 milhões. Valor adicionado Em 2017, o valor adicionado líquido gerado como riqueza pela Outorgada foi de R$ 2,9 bilhões, representando 46% da Receita operacional bruta, com a seguinte distribuição: Política de reinvestimento e distribuição de dividendos Aos acionistas é garantido estatutariamente um dividendo mínimo de 25% calculado sobre o lucro líquido do exercício, ajustado de conformidade com a legislação societária vigente.

Tab 9 - Plano de Desenvolvimento 2015 2016 2017 2018 201 9 2020 2021 2022

de Distribuição - R$ Mil Realizado Realizado Realizado Projetado Projetado Projetado Projetado Projetado

AIS Bruto 215.990 195.136 245.908 298.471 217.953 300.655 343.312 393.848

Transformador de Distribuição 30.361 21.650 31.424 8.224 4.942 7.947 9.398 11.145

Medidor 26.507 31.629 40.779 65.122 55.099 68.705 76.661 85.887

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) - 18.877 - 14.569 15.269 16.328 17.420 18.587

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 78.982 68.304 139.564 37.013 31.820 46.455 49.819 60.721

Redes Alta Tensão (69 kV) - - -

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 19.790 13.166 6.279 27.203 20.175 20.125 33.239 41.939

Redes Alta Tensão ( >= 230 kV) - - -

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV)

- - - 6.975 4.629 20.676 3.220 15.898

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV)

- - -

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV)

41.963 35.998 25.543 59.439 34.770 41.900 61.777 52.015

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV)

- - -

Demais Máquinas e Equipamentos 18.387 5.512 2.319 79.926 51.250 78.519 91.777 107.655

Obrigações Especiais do AIS Bruto (34.916) (4.251) (30.280) (22.955) (23.951) (25.037) (26.200) (27.407)

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

(31.401) (4.251) (30.280) (22.955) (23.951) (25.037) (26.200) (27.407)

Outros (3.515) - - n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Originadas da Receita - - - n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Ultrapassagem de demanda n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Excedente de reativos n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Diferença das perdas regulatórias n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Outros n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Outros (3.515) n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.

Realizado

2017 2018 2019 2020 2021 2022

Plano de Investimentos em 2018 245.908 298.471 217.953 300.655 343.312 393.848

Projetado

2017 2018 2019 2020 2021 2022

Plano de Investimentos em 2016 263.922 371.875 326.803 269.187 255.177 -

Projetado

Projetado

Entretanto, a Outorgada optou por pagar juros sobre o capital próprio, de acordo com o artigo 90 da Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, que permitiu a sua dedutibilidade, para fins de imposto de renda e contribuição social. No exercício de 2017, a Outorgada pagou a título de juros sobre o capital próprio o montante de R$ 65.264 (R$ 65.750 em 2016). Além disso, a Outorgada constituiu reserva legal de 5% do lucro líquido societário do exercício, limitada a 20% do capital social e para atender ao seu projeto de investimento, a Outorgada reteve o saldo remanescente do lucro líquido do exercício como Reserva de Lucros para Expansão, de modo a assegurar a realização de obras no exercício seguinte, devidamente justificado pelo orçamento de capital pela Outorgada. Composição acionária Em 31 de dezembro de 2016 o capital social da Companhia era de R$ 596.669,1 milhões, composto por 606.850.394 bilhões de ações ordinárias nominativas sem valor nominal, pertencente 100% a acionista EDP – Energias do Brasil S.A.. Atendimento a acionistas Coerente com a filosofia de postar-se diante do mercado como uma empresa transparente, moderna e aberta, a Outorgada coloca à disposição dos seus acionistas e dos investidores a Central de Atendimento aos Acionistas, instalada na sua sede na Rua Gomes de Carvalho, nº 1996 – 7º andar, Vila Olímpia – São Paulo. A Central presta informações sobre dividendos, cotação das ações da Companhia, solicitações para a emissão de certificados e crédito dos dividendos, e demais informações para o bom relacionamento entre a Companhia e seus Acionistas. Os mesmos serviços estão disponíveis também por telefone, por meio do número: (11) 2185-5907. Relações com o mercado Ao longo do ano, a EDP São Paulo recebeu a visita de expressivo número de investidores e analistas do mercado de capitais nacional e internacional, participou de conferências, seminários e reuniões e realizou "road-shows" nos principais centros financeiros do Brasil, da Europa e dos Estados Unidos. Gestão Cultura EDP A EDP São Paulo é uma empresa que busca a eficiência em seus negócios e processos, a antecipação de riscos, novas oportunidades, cumprimento de suas metas, orçamento e objetivos. Nos últimos três anos, a EDP decidiu ir além do que considera tangível e considerou tratar questões que refletem diretamente na cultura organizacional e na identidade da EDP. Iniciado no fim de 2014, consiste na concepção de princípios que assegurem um ambiente de trabalho seguro e agradável, estimulando a interação entre as pessoas, garantindo a motivação dos colaboradores, compartilhando conhecimento e valorizando o capital humano. O desenvolvimento do projeto foi dividido em quatro etapas – 1-) Criação dos princípios e propósito com a participação de mais de 1.600 colaboradores, 2-). Uma forte campanha de comunicação e alinhamento de todos os colaboradores da EDP, 3-) A Disseminação com a realização de sessões de Multiplicação dos 12 princípios e 4-) Internalização dos Princípios nas nossas ações do dia a dia e em nossos processos. Intensificamos nosso olhar para a segurança e ousamos em aplicar um novo modelo de medição dos resultados e metas, criando em todas as áreas da empresa um sentimento de responsabilidade pelo todo. Temos avançado rumo ao nosso alvo que é estar entre as empresas mais agradáveis do Mundo.

Cuidado com as pessoas O quadro de pessoal próprio da EDP São Paulo, ao final de 2017, foi de 1.191 colaboradores e 3 colaboradores da alta direção em regime estatutário, totalizando 1.194. Adicionalmente contou com a participação de 1 conselheiro, 47 estagiários e 18 aprendizes. A taxa de rotatividade da EDP São Paulo em 2017 foi de 8,37%. Diversidade – Igualdade na justiça e na diferença Em 2017, o Projeto de Diversidade continuou a desenvolver iniciativas em gestão de pessoas para fomentar a igualdade entre gêneros, nacionalidades, gerações e deficientes, com objetivos e metas claras para melhorias dos indicadores relacionados a estes temas. Desenvolvimento O processo de capacitação é contínuo, com treinamentos que envolvem alinhamento estratégico, gestão do conhecimento e desenvolvimento individual, além de diversos cursos on-line e palestras de acesso livre. Todas as iniciativas nesse âmbito são alinhadas pela Universidade Corporativa EDP, que defini os temas para sustentar o crescimento da Companhia.

Universidade EDP Promove a Educação Continuada como prática de disseminação da estratégia, fazendo a construção compartilhada do conhecimento pessoal e profissional do colaborador EDP Brasil, aperfeiçoando suas habilidades, seu desenvolvimento intelectual e estimulando seu alto desempenho, realizando a gestão do conhecimento e impulsionando assim uma cultura transformadora e inovadora, com um olhar para o humano de forma completa. A Universidade é composta pelas escolas:

• Escola de Liderança: que tem como objetivo desenvolver lideres transformadores que atuem de maneira dinâmica e inovadora explorando seu potencial e de sua equipe. Ampliando e fortalecendo a capacidade cognitiva e social do líder, desenvolvendo-o como ser humano em todas as suas dimensões.

• Escola EDP: auxilia a adaptação dos colaboradores à cultura EDP, deixando-os mais alinhados a cultura EDP e o atendimento das áreas transversais às áreas de negócio. Formação voltada a ferramentas administrativas para trabalhos do dia a dia.

• Escolas de Negócio (Distribuição, Geração, Comercialização, Transmissão e Novos Negócios): desenvolve as capacidades específicas de cada negócio, melhorando a competência técnica e retendo o conhecimento técnico e os talentos.

Carreira EDP São bate-papos sobre carreira, conduzidos por profissional especializado de mercado e tem como objetivo de desenvolver os conceitos de carreira, junto aos colaboradores, abordando temas:

• Empoderar o colaborador como protagonista de sua carreira; • Incentivar os colaboradores ao desenvolvimento; • Desmistificar o tema Carreira X Tempo de Casa X Senioridade; • Trabalhar o tema carreira de forma ampla, orientando o colaborador a pensar no tema

de forma completa. • Dar visibilidade e transparência ao tema e carreira e oportunidades internas. • Gestores envolvidos para ajudar os colaboradores nessa jornada.

Escolas de Eletricista Programa de qualificação profissional para formação de Eletricistas de Redes de Distribuição de Energia Elétrica, que capacita profissional das comunidades da àrea de concessão da EDP. Criando -se um banco de candidatos para contratação tanto na EDP com em seus parceiros.

Programa de Estágio É um programa de desenvolvimento para estagiários, tendo como objetivo prepará-los para o mercado de trabalho, para que possam assumir um cargo de efetivo no Grupo EDP ou qualquer outra empresa. Esse programa é composto por uma sequência de ações, que buscam desenvolver o conhecimento sobre o setor de energia, a cultura da EDP, estimulando uma visão holística e estratégica no estagiário.

Em 2017, a EDP – São Paulo destinou R$ 1.155.758 para atividades de capacitação e desenvolvimento de colaboradores, um total de 70.528 horas de treinamento, com a média de 59 horas por colaborador próprio.

Recrutamento e Seleção Em 2017, a EDP São Paulo recrutou 90 novos colaboradores e também manteve em âmbito global o programa de mobilidade interna (SWITCH) para promover a mobilidade dos colaboradores entre áreas, empresas e geografias onde a EDP está presente. Entre os principais objetivos da iniciativa estão:

• Reforçar a cultura e a partilha de conhecimento, ao promover a interação entre colaboradores com experiências pessoais e profissionais distintas;

• Aumentar a satisfação e os resultados.

Valorizar o colaborador e reforçar as suas competências, para que possam assumir novos desafios e responsabilidades. Programa de Incentivo à Aposentadoria Como forma de reconhecer os colaboradores que trabalharam durante muito tempo na EDP São Paulo, em 2017 a EDP manteve o Plano de Incentivo à Aposentadoria criado em 2015. O objetivo é reconhecer financeiramente os colaboradores que desejam e irão se aposentar, com base nos anos trabalhados na empresa. Em 2017 referente ao programa de 2016, estes colaboradores foram acompanhados pelo Programa Viver Bem, que incluía workshops sobre os temas: orientações motivacionais; saúde financeira e relacionamento afetivo, familiar e amigos; tornando realidade “meu” projeto de vida; e depoimentos de outros profissionais. O Programa Viver Bem continuará a ser oferecido aos colaboradores que aderiram ao PIA de 2017. Segurança do Trabalho Na EDP São Paulo a Segurança do trabalho, qual está presente no Planejamento Estratégico da EDP. Focada em seu princípio número um “A vida sempre em primeiro lugar ”, a Empresa possui uma Cultura totalmente engajada em segurança que busca alcançar o “zero acidente”. Mais do que um conceito, segurança é uma questão de atitude na EDP São Paulo. Cujo a ambição é torna-se referência nacional em Segurança com Acidente Zero de colaboradores próprios, contratados e população. A EDP São Paulo atua com o foco nas seguintes vertentes:

• Colaboradores próprios - visa desenvolver uma cultura de segurança que resulte no comportamento seguro e atender as legislações e normas em segurança e saúde.

• Prestadores de Serviço – gera o comprometimento dos colaboradores e gestores das empresas prestadoras de serviços com a segurança do trabalho, visando resultar no comportamento seguro e atendimento das legislações e normas pertinentes visando gerar uma consciência.

• Segurança População – promove ações que visem a segurança da população que interage na área de concessão da EDP São Paulo

Desempenho Na EDP São Paulo no ano de 2017, envolvendo os seus colaboradores próprios ocorreram dois acidentes com afastamento, sendo um deles grave e que atingiu o limite máximo de 6.000 dias debitados, as taxas de frequência e gravidade da foram de 0,79 e 2.639 respectivamente. Quanto aos prestadores de serviços no mesmo ano, houve um acidente fatal em trânsito e doze acidentes com afastamentos, resultando nas seguintes taxas de frequência 2,50 e gravidade de 1.263, cuja a metodologia de cálculo adotada atende a NBR 14.280. Com a população os registros de acidentes com a população oriundos do contato com o sistema elétrico de potência, ocorreram um total de dezoitos acidentes, sendo cinco fatais, na área de concessão da EDP no estado de São Paulo. Certificações Na EDP São Paulo estão certificadas 52 Subestações na certificação OHSAS (Occupational Health and Safety Assessment Series) 18001/2007 Iniciativas preventivas A EDP São Paulo realiza diversas iniciativas com programas e padrões específicos com o intuito de promover atitudes preventivas que priorizem o respeito à vida na execução das atividades operacionais e administrativas. Destacamos: Programa Ligado na Vida Programa que visa reconhecer positivamente os colaboradores que no dia a dia realizam as atividades de campo e aderem 100% os padrões de segurança da EDP, sendo que em 2017 mais de 827 colaboradores foram premiados. Diálogo de Segurança (DDS) e Reuniões Semanais São encontros que visam contribuir com o conhecimento e compartilhamento de informações de segurança para os colaboradores. Inspeções de Segurança/ Safety Walk As inspeções de segurança têm como objetivo detectar as conformidades e não conformidade, que resultarão em ações preventivas, a fim, de evitar acidentes e contribuir na melhoria dos processos de trabalho, tal tarefa é realizada por colaboradores e gestores. Treinamentos Procedimentos Operacionais (POPs) 479 colaboradores operacionais passaram pelas reciclagens dos POPs.

Direção Defensiva Visando a prevenção de acidentes no trânsito a EDP São Paulo, promove treinamentos voltados para a segurança no trânsito, sendo o de pilotagem segura para os colaboradores usuários de motocicleta e direção defensiva para os condutores de veículos da EDP, com a participação de 197 colaboradores Projeto Cultura EDP Em 2017 a cultura EDP que possui os 12 princípios passou a fazer parte do plano de desenvolvimento dos prestadores de serviços, incorporando se aos negócios da empresa contratada, sendo que em 2017 foram treinados aproximadamente 2.300 colaboradores das empresas contratadas. Segurança com a População Visando a prevenção de acidentes envolvendo a população foram adotadas diversas ações, como utilização de carro de som, veiculação de informações nas rádios, mensagens nas redes sociais, aplicação de banners nas frentes de trabalho, mensagens na conta de luz, criação de cartazes, mensagens nos ônibus e parcerias com entidade de ensino. Observações de Segurança Foram reportados no ano de 2017 na EDP São Paulo 1.583 relatos de incidentes/situações de risco. Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa Em consonância com valores da Cultura EDP, como responsabilidade pelo todo, a Companhia subscreve voluntariamente iniciativas nacionais e internacionais que incluem o Pacto Global; o Pacto Empresarial pela Integridade e contra a Corrupção; o Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo no Brasil; o Programa Brasileiro GHG Protocol; e o Carbon Disclosure Project.

Pelo 12º ano consecutivo, a EDP São Paulo contribuiu para manter o reconhecimento da EDP Energias do Brasil no Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&F da Bovespa (ISE Bovespa). Garantindo a melhoria contínua no desempenho Socioambiental no índice, a EDP elaborou planos de ação junto às diferentes áreas da Companhia, cuja implementação continuou ao longo de 2017. As iniciativas envolvem temas como gestão de resíduos, biodiversidade, certificações, gestão de fornecedores e relacionamento com a comunidade.

Em 2017 a EDP São Paulo através do IEDP investiu cerca de R$ 4,1 milhões de reais em iniciativas com a comunidades. Um exemplo, de programa desenvolvido durante o ano foi “Voluntariado da EDP”, com participação dos colaboradores da EDP São Paulo, promoveu diversas ações de cidadania, beneficiando cerca de mil pessoas atendidas por organizações sociais. Destaque para os projetos “Desafio do Bem”, “Parte de Nós Ambiente” e “Parte de Nós Natal”, totalizando 1.994 horas de voluntariado.

Meio Ambiente Seguindo sua Política de Inovação e Sustentabilidade, a EDP São Paulo direciona esforços para promover a ecoeficiência e a proteção ambiental, questões que analisa de maneira pragmática. Para isso, atua com transparência e responsabilidade, assumindo compromissos de gestão ambiental e metas de melhoria.

A Empresa adota processos e procedimentos que avaliam, mitigam e compensam os impactos socioeconômicos e ambientais de seus projetos e atividades, com destaque para os recursos hídricos e mudanças climáticas, adequando-se a normas nacionais e internacionais de responsabilidade social corporativa, gestão ambiental e saúde e segurança operacional.

A EDP São Paulo conta com 27 subestações certificadas pela ISO 14001 e 49 com a OHSAS 18001. E realizou investimento em ações de meio ambiento no total de R$14,697 milhões durante o ano. Auditores independentes Nos termos da Instrução CVM n° 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia firmou contrato com a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (PwC), em fevereiro de 2016, para prestação de serviços de auditoria de suas demonstrações contábeis, bem como a revisão de informações contábeis intermediárias relativas aos exercícios de 2016 e 2017. A PwC iniciou a prestação de serviços em abril de 2016. Em 2017, a PWC e suas afiliadas não prestaram nenhum serviço adicional à auditoria independente que superasse em 5% o valor contratado. A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo EDP, quanto à contratação de serviços não-relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente. Estes princípios consistem, de acordo com princípios internacionalmente aceitos, em: (a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho; (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente; e (c) o auditor não deve promover os interesses de seu cliente. Agradecimentos Registramos nossos agradecimentos aos membros do Conselho de Administração pelo apoio prestado no debate e encaminhamento das questões de maior interesse da EDP Bandeirante. Nossos reconhecimentos à dedicação e empenho do quadro funcional, extensivamente a todos os demais que direta ou indiretamente contribuíram para o cumprimento da missão da EDP São Paulo. São Paulo, 24 de abril de 2018. A Administração.

ATIVO Nota 31/12/2017 31/12/2016

Circulante Caixa e equivalentes de caixa 6 Caixa e equivalentes de caixa1132.915 355.496 Consumidores 7 Consumidores1781.598 609.465 Concessionárias e Permissionárias 7 Concessionárias e Permissionárias137.846 8.272 Ativos Financeiros Setoriais 8 Ativos Financeiros Setoriais1320.312 414.846 Tributos Compensáveis 9 Tributos Compensáveis1341.179 67.032 Serviços em Curso 12 Serviços em Curso143.662 39.620 Depósitos Judiciais e Cauções 13 Depósitos Judiciais e Cauções1229 279 Almoxarifado Operacional 14 Almoxarifado Operacional17.909 3.667 Despesas Pagas Antecipadamente 15 Despesas Pagas Antecipadamente13.045 494 Outros Ativos Circulantes 16 Outros Ativos Circulantes162.217 49.606

Total do Ativo Circulante Total do Ativo Circulante11.730.912 1.548.777 0

Não circulante Não circulante1Consumidores 7 Consumidores235.456 44.017 Concessionárias e Permissionárias 7 Concessionárias e Permissionárias21.679 3.073 Tributos Compensáveis 9 Tributos Compensáveis284.866 72.688 Depósitos Judiciais e Cauções 13 Depósitos Judiciais e Cauções291.742 75.488 Tributos Diferidos 10 Tributos Diferidos115.795 120.778 Ativos Financeiros Setoriais 8 Ativos Financeiros Setoriais2293.086 47.090 Despesas Pagas Antecipadamente 15 Despesas Pagas Antecipadamente25.176 - Bens e Direitos para Uso Futuro 17.1 Bens e Direitos para Uso Futuro1681 681 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica 17.2 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica1868 1.064 Imobilizado 18 Imobilizado12.496.724 2.400.342 Intangível 18 Intangível171.766 62.301 Outros Ativos Não Circulantes 16 Outros Ativos Não Circulantes19.349 11.620

0 3.107.188 2.839.142

TOTAL DO ATIVO TOTAL DO ATIVO14.838.100 4.387.919

BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS EM(Em milhares de reais)

EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.

PASSIVO Nota 31/12/2017 31/12/2016

Circulante Fornecedores 19 Fornecedores1575.007 373.149 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 20 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures1237.385 153.244 Obrigações Sociais e Trabalhistas 21 Obrigações Sociais e Trabalhistas127.141 25.435 Benefícios pós-emprego 22 Benefícios pós-emprego17.948 1.016 Tributos a Recolher 9 Tributos a Recolher1174.598 179.013 Provisão para Litígios 24 Provisão para Litígios16.508 14.605 Dividendos Declarados e Juros Sobre Capital Próprio 25 Dividendos Declarados e Juros Sobre Capital Próprio155.780 55.888 Encargos Setoriais 26 Encargos Setoriais1134.458 132.249 Passivos Financeiros Setoriais 8 Passivos Financeiros Setoriais1294.622 730.412 Outros Passivos Circulantes 16 Outros Passivos Circulantes139.847 42.326

Total do Passivo Circulante Total do Passivo Circulante11.553.294 1.707.337 0

Não circulante Não circulante2Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 20 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures2832.970 655.835 Benefícios pós-emprego 22 Benefícios pós-emprego219.447 - Tributos a Recolher 9 Tributos a Recolher2210.548 - Provisão para Litígios 24 Provisão para Litígios2122.266 99.172 Encargos Setoriais 26 Encargos Setoriais23.798 7.613 Tributos Diferidos 10 Tributos Diferidos24 - Passivos Financeiros Setoriais 8 Passivos Financeiros Setoriais2248.536 139.144 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica 18 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica1506.200 502.349 Outros Passivos Não Circulantes 16 Outros Passivos Não Circulantes127.591 27.509

Total do Passivo Não circulante Total do Passivo Não circulante11.971.360 1.431.622 0

PATRIMÔNIO LÍQUIDO PATRIMÔNIO LÍQUIDO1Capital Social 27.1 Capital Social1596.669 596.669 Reservas de Capital 27.3 Reservas de Capital177.687 77.687 Outros Resultados Abrangentes 27.4 Outros Resultados Abrangentes1247.808 305.055 Reservas de Lucros 27.3 Reservas de Lucros1502.347 373.871 Prejuízos acumulados 37.1.7 Prejuízos acumulados1(111.065) (104.322)

Total do Patrimônio líquido Total do Patrimônio líquido11.313.446 1.248.960 0

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO14.838.100 4.387.919

- -

EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS EM

(Em milhares de reais)


Nota 2017 2016Operações em Continuidade Operações em Continuidade1- - Receita Receita1

Fornecimento de energia elétrica Fornecimento de energia elétrica12.593.417 3.072.993 Suprimento de energia elétrica Suprimento de energia elétrica17.280 4.970 Energia Elétrica de Curto Prazo Energia Elétrica de Curto Prazo1433.402 177.724 Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição12.378.196 2.952.865 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais Ativos e Passivos Financeiros Setoriais1707.081 (794.687) Serviços cobráveis Serviços cobráveis16.286 10.996 Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido1123.892 197.309

0 6.249.554 5.622.170 Tributos Tributos1 - -

ICMS ICMS1 (1.149.872) (1.352.262) PIS PIS1 (96.325) (89.820) COFINS COFINS1(443.697) (413.716) ISS ISS1 (323) (381)

0 (1.690.217) (1.856.179) Encargos - Parcela "A" Encargos - Parcela "A"1- -

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D Pesquisa e Desenvolvimento - P&D1(18.187) (14.080) Programa de Eficiência Energética - PEE Programa de Eficiência Energética - PEE1(18.187) (15.775) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Conta de Desenvolvimento Energético - CDE1(672.897) (797.098) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE1(3.472) (3.379) Bandeiras tarifárias - CCRBT Bandeiras tarifárias - CCRBT1(178.786) (75.427) PROINFA - Consumidores Livres PROINFA - Consumidores Livres1(38.370) (38.427)

(929.899) (944.186) Receita líquida 28 Receita líquida13.629.438 2.821.805 Custos não gerenciáveis - Parcela "A" Custos não gerenciáveis - Parcela "A"1- -

Energia elétrica comprada para revenda 29.1 Energia elétrica comprada para revenda1(2.516.251) (1.908.494) Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição1(299.476) (203.186) Outros Outros 1 (1.265) -

0 (2.816.992) (2.111.680) Resultado antes dos custos gerenciáveis Resultado antes dos custos gerenciáveis1812.446 710.125 Custos gerenciáveis - Parcela "B" Custos gerenciáveis - Parcela "B"1-

Pessoal e administradores 29.2 Pessoal e administradores1(165.334) (162.308) Material Material1 (13.983) (16.468) Serviços de terceiros 29.3 Serviços de terceiros1(167.687) (163.263) Arrendamento e aluguéis Arrendamento e aluguéis1(7.125) (11.002) Seguros Seguros1 (1.117) (1.162) Doações, contribuições e subvenções Doações, contribuições e subvenções1(919) (1.041) Provisões Provisões1(42.831) (71.431) Perdas na alienação de bens e direitos Perdas na alienação de bens e direitos 1(43.400) (48.258) (-) Recuperação de despesas (-) Recuperação de despesas13.933 4.344 Tributos Tributos2 (7.274) (7.918) Depreciação e amortização Depreciação e amortização1(136.987) (131.950) Gastos diversos Gastos diversos1(34.194) (36.224) Outras Receitas Operacionais Outras Receitas Operacionais170.713 52.963 Outras Despesas Operacionais Outras Despesas Operacionais1(1.295) (481)

0 (547.500) (594.199) Resultado da Atividade Resultado da Atividade1264.946 115.926 Resultado Financeiro 30 Resultado Financeiro1(52.933) (30.865)

Receitas financeiras Receitas financeiras1146.683 294.103 Despesas financeiras Despesas financeiras1(199.616) (324.968)

Resultado Antes dos Impostos Sobre o Lucro Resultado Antes dos Impostos Sobre o Lucro1212.013 85.061 Despesa com Impostos sobre o Lucro 31 Despesa com Impostos sobre o Lucro1(56.946) 2.743

Resultado Líquido das Operações em Continuidade Resultado Líquido das Operações em Continuidade1155.067 87.804 0 - -

Resultado Líquido do Exercício Resultado Líquido do Exercício1155.067 87.804

0 - - 0 - -

EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO REGULATÓRIO

(Em milhares de reais, exceto quando indicado)EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


2017 2016

Resultado líquido do exercício Resultado líquido do exercício1155.067 87.804

0Outros resultados abrangentes Outros resultados abrangentes1

Reavaliação de Elementos do Ativo Reavaliação de Elementos do Ativo1(48.924) (56.181) Reavaliação de Elementos do Ativo - IR/CS diferidos Reavaliação de Elementos do Ativo - IR/CS diferidos116.634 19.102 Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego1(37.813) (45.180) Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - IR/CS diferidos Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - IR/CS diferidos112.856 15.361

Resultado abrangente do exercício 97.820 20.906


EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES REGULATÓRI OS

(Em milhares de reais)EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

Nota 2017 2016

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro antes do imposto de renda e da contribuição social # Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social1212.013 85.061 Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais # Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais1

PIS e COFINS diferidos # PIS e COFINS diferidos137.811 (79.514) Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD # Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD139.225 57.973 Depreciações e amortizações # Depreciações e amortizações1136.987 131.950 Ganhos e perdas na alienação e desativação de bens e direitos 40.328 42.695 Ativos e passivos financeiros setoriais # Ativos e passivos financeiros setoriais113.286 (22.812)

Fornecedores - atualização monetária - Energia livre # Fornecedores - atualização monetária - Energia livre14.909 6.113

Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos e debêntures # Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos e debêntures1

90.457 127.715

Provisão para plano de benefícios pós-emprego # Provisão para plano de benefícios pós-emprego1(3.569) (4.017) Provisões (reversões) e atualizações monetárias cíveis, fiscais e trabalhistas # Provisões (reversões) e atualizações monetárias cíveis, fiscais e trabalhistas127.329 33.165 Ajuste a valor presente # Ajuste a valor presente1(500) 1.097 Encargos setoriais - provisão e atualização monetária # Encargos setoriais - provisão e atualização monetária124.425 24.693 Cauções e depósitos vinculados a litígios - atualização monetária # Cauções e depósitos vinculados a litígios - atualização monetária1(12.392) (1.778) Tributos Compensáveis - atualização monetária # Tributos Compensáveis - atualização monetária14.169 (2.877)

# 0 614.478 399.464 (Aumento) diminuição de ativos operacionais # (Aumento) diminuição de ativos operacionais1- -

Consumidores, concessionárias e permissionárias # Consumidores, concessionárias e permissionárias1(230.477) 141.831 Ativos financeiros setoriais # Ativos financeiros setoriais1(245.640) 556.757 Tributos Compensáveis # Tributos Compensáveis1(264.946) 237.537 Estoques # Estoques1(18.410) (10.547) Cauções e depósitos vinculados # Cauções e depósitos vinculados1(3.812) (4.563) Outros ativos operacionais # Outros ativos operacionais1(19.867) 4.011

# 0 (783.152) 925.026 Aumento (diminuição) de passivos operacionais # Aumento (diminuição) de passivos operacionais1- -

Fornecedores # Fornecedores1196.949 (118.571) Passivos financeiros setoriais # Passivos financeiros setoriais1(245.506) 344.554 Outros tributos e contribuições sociais # Outros tributos e contribuições sociais1254.536 (293.162) Benefícios pós-emprego # Benefícios pós-emprego1(7.865) (40.306) Obrigações Sociais e Trabalhistas # Obrigações Sociais e Trabalhistas11.522 (4.745) Encargos setoriais # Encargos setoriais1(28.273) (80.888) Provisões # Provisões1(12.332) (35.202) Outros passivos operacionais # Outros passivos operacionais1(3.727) 880

# 0 155.304 (227.440) Caixa proveniente das atividades operacionais # Caixa proveniente das atividades operacionais1(13.370) 1.097.050

# 0Imposto de renda e contribuição social pagos # Imposto de renda e contribuição social pagos1(54.400) (235.954)

# 0Caixa líquido proveniente das atividades operacionais # Caixa líquido proveniente das atividades operacionais1(67.770) 861.096

# 0Fluxo de caixa das atividades de investimento # Fluxo de caixa das atividades de investimento1- -

Adições ao Imobilizado e Intangível # Adições ao Imobilizado e Intangível1(265.588) (243.198) Caixa líquido aplicados nas atividades de investimento # Caixa líquido aplicados nas atividades de investimento1(265.588) (243.198)

# 0Fluxo de caixa das atividades de financiamento # Fluxo de caixa das atividades de financiamento1- -

Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos # Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos1(55.888) (239.374) Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures # Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures1496.186 116.583 Amortização do principal de empréstimos, financiamentos, derivativos e debêntures # Amortização do principal de empréstimos, financiamentos, derivativos e debêntures1(227.224) (316.054) Pagamentos de encargos de dívidas líquido de derivativos # Pagamentos de encargos de dívidas líquido de derivativos1(102.297) (125.500)

Caixa líquido aplicados nas atividades de financiamen to # 33.1 Caixa líquido aplicados nas atividades de financiamento1110.777 (564.345) # 0

Aumento (Redução) líquido de caixa e equivalentes de ca ixa # Aumento (Redução) líquido de caixa e equivalentes de caixa1(222.581) 53.553 # 0

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício # Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício1132.915 355.496 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício # Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício1355.496 301.943

(222.581) 53.553


EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIOS

EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO(Em milhares de reais)

Capital Reservas Reservas Outros resultados social de capital de lucros abrangentes

Saldos em 31 de dezembro de 2015 596.669 77.687 475.355 371.953 (87.782) 1.433.882

Dividendo adicional aprovado - AGO de 13/04/2016 - - (177.157) - - (177.157) Lucro líquido societário do exercício - - - - 141.423 141.423 Destinação do lucro:

Constituição de reserva legal - - 7.071 - (7.071) - Dividendos intermediários (JSCP) - - - - (65.750) (65.750) Lucros retidos a deliberar - - 68.602 - (68.602) - Diferenças regulatórias no exercício - - - - (16.540) (16.540)

Outros resultados abrangentes - - - - - Reavaliação de Elementos do Ativo - - - (56.181) - (56.181) Reavaliação de Elementos do Ativo - IR/CS diferidos - - - 19.102 - 19.102 Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - (45.180) - (45.180)

Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - IR/CS diferidos - - - 15.361 - 15.361 Saldos em 31 de dezembro de 2016 596.669 77.687 373.871 305.055 (104.322) 1.248.960

Capital Reservas Reservas Outros resultados

social de capital de lucros abrangentesSaldos em 31 de dezembro de 2016 596.669 77.687 373.871 305.055 (104.322) 1.248.960

Aumento de capital - AGE de 29/12/2015 - - - - - - Reversão de dividendos - AGE de 26/12/2017 - - 68.602 - - 68.602 Dividendo adicional aprovado - AGO de 11/04/2017 - - (68.602) - - (68.602) Lucro líquido societário do exercício - - - - 194.100 194.100 Destinação do lucro:

Constituição de reserva legal - - 9.706 - (9.706) - Dividendos intermediários (JSCP) - - - - (65.624) (65.624) Lucros retidos a deliberar - - 118.770 - (118.770) - Diferenças regulatórias no exercício - - - - (6.743) (6.743)

Outros resultados abrangentes - - - - - - Reavaliação de Elementos do Ativo - - - (48.924) - (48.924) Reavaliação de Elementos do Ativo - IR/CS diferidos - - - 16.634 - 16.634 Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - (37.813) - (37.813) Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - IR/CS diferidos - - - 12.856 - 12.856

Saldos em 31 de dezembro de 2017 596.669 77.687 502.347 247.808 (111.065) 1.313.446


EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO RE GULATÓRIO


Total

Total

Prejuízos acumulados

Prejuízos acumulados

2017 2016

Reapresentado

Geração do valor adicionado 5.783.529 7.402.371

Receita operacional 5.585.959 7.172.843

Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD (57.973) (38.509)

Receita de construção 246.348 161.585

Outras receitas 9.195 106.452

(-) Insumos adquiridos de terceiros (2.871.279) (3.652.226) Custos da energia comprada (2.105.156) (2.883.532)

Encargos de uso da rede elétrica (223.579) (237.444)

Materiais (17.110) (13.707)

Serviços de terceiros (169.361) (151.527)

Custo com construção da infraestrutura (246.348) (161.585)

Outros custos operacionais (109.725) (204.431)

Valor adicionado bruto 2.912.250 3.750.145

Retenções

Depreciações e amortizações (88.190) (88.168)

Valor adicionado líquido produzido 2.824.060 3.661.977

Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras 159.765 116.733 Valor adicionado total a distribuir 2.983.825 3.778.710

Distribuição do valor adicionado

Pessoal 138.341 136.778

Remuneração direta 91.758 93.453

Benefícios 39.315 29.843

FGTS 7.268 13.482

Impostos, taxas e contribuições 2.504.991 3.213.003

Federais 1.144.216 1.885.951

Estaduais 1.353.248 1.321.417

Municipais 7.527 5.635

Remuneração de capitais de terceiros 199.070 166.962

Juros 188.020 160.779

Aluguéis 11.050 6.183

Remuneração de capital próprio 65.750 71.712

Juros sobre capital próprio 65.750 63.296

Dividendos - 8.416

2.908.152 3.588.455

Lucros retidos 75.673 190.255 2.983.825 3.778.710


EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


Notas explicativasExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016(Em milhares de reais, exceto quando indicado)

1

2

3

4

4.1

4.2

4.3

4.4

4.5

A EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. (Companhia ou EDP São Paulo), anteriormente denominada Bandeirante Energia S.A., é umasociedade anônima de capital aberto, concessionária de serviço público de energia elétrica, controlada integral da EDP - Energias do Brasil S.A.(EDP - Energias do Brasil), com sede no município de São Paulo - SP. A Companhia detém o contrato de concessão de distribuição de energiaelétrica nº 202/98 - ANEEL, pelo prazo de 30 anos, válidos até outubro de 2028 e atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamentenas regiões do Alto do Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte. A alteração da denominação social de "Bandeirante Energia S.A." para "EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A." foi aprovada em AssembleiaGeral Extraordinária - AGE da Companhia realizada em 17 de março de 2017.

A Administração avaliou a capacidade da Companhia em continuar operando normalmente e está convencida de que ela possui recursos para darcontinuidade a seus negócios no futuro. Adicionalmente, a Administração da Companhia não tem conhecimento de nenhuma incerteza material quepossa gerar dúvidas significativas sobre a sua capacidade de continuar operando. Assim, estas demonstrações financeiras foram preparadas combase no pressuposto de continuidade.A Administração da Companhia afirma que todas as informações relevantes próprias das Demonstrações Contábeis Regulatórias, e somente elas,estão sendo evidenciadas e que correspondem às utilizadas por ela na sua gestão.

A Diretoria da Companhia autorizou a emissão das Demonstrações Contábeis Regulatórias em 24 de abril de 2018.

Essas demonstrações foram preparadas em consonância com as orientações emitidas pelo Órgão Regulador para Demonstrações Contábeisdeterminadas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico aprovado pela Resolução Normativa nº 605, de 11 de março de 2014. As DemonstraçõesContábeis Regulatórias são separadas das Demonstrações contábeis estatutárias societárias da outorgada. Há diferenças entre as práticascontábeis adotadas no Brasil e a base de preparação das informações previstas nas demonstrações para fins regulatórios, uma vez que asInstruções Contábeis para fins Regulatórios especificam um tratamento ou divulgação alternativos em certos aspectos. Quando as InstruçõesContábeis Regulatórias não tratam de uma questão contábil de forma específica, faz-se necessário seguir as práticas contábeis adotadas no Brasil.Essas diferenças estão sumariadas na nota 37.

O setor elétrico no BrasilO setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal, atuando por meio do Ministério de Minas e Energia - MME, o qual possuiautoridade exclusiva sobre o setor elétrico. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.O fornecimento de energia elétrica a varejo pela Companhia é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seu contrato de concessão delongo prazo de venda de energia.De acordo com o contrato de concessão de distribuição, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa pelo fornecimentode energia consistindo em dois componentes: (i) uma parcela referente aos custos de geração, transmissão e distribuição de energia nãogerenciáveis (Custos da Parcela "A"); e (ii) uma parcela de custos operacionais (Custos da Parcela "B"). Ambas as parcelas são estabelecidas comoparte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL tem aautoridade de rever os custos da Companhia, a fim de determinar o ajuste da inflação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aos Custos daParcela "B" (Ajuste Escalar) para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ou negativo.Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela "A" e Parcela "B" mencionados acima, a concessão para fornecimento de energiaelétrica têm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a inflação. A Companhia também pode requisitar reajustestarifários resultantes de eventos significativos que abalem o equilíbrio econômico-financeiro dos seus negócios. Outros eventos normais ourecorrentes (como altas no custo da energia comprada, impostos sobre a receita ou ainda a inflação local) também têm permissão para seremabsorvidos por meio de aumentos tarifários específicos. Quando a Companhia solicita um reajuste tarifário, se faz necessário comprovar o impactofinanceiro resultante destes eventos nas operações.

Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em exercícios subsequentes, podem diferir dessasestimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menostrimestralmente, exceto quanto ao Plano de benefícios pós-emprego, que é revisado semestralmente, e a redução ao valor recuperável que érevisada conforme critérios detalhados na nota 4.6.

Moeda funcional e moeda de apresentação

As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais ao conjunto das DemonstraçõesContábeis Regulatórias, nos próximos exercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: Análise da redução ao valor recuperável (Nota4.6); Fornecimento não faturado (Nota 7); Transações realizadas no âmbito da CCEE (Notas 7 e 19.4); Perda Estimada com Créditos de LiquidaçãoDuvidosa - PECLD (Nota 7.2); Ativos e passivos financeiros setoriais (Nota 8); Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidossobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias (Nota 10); Planos de benefícios pós-emprego (Nota 22); Provisões cíveis, fiscais etrabalhistas (Nota 24.1); e Mensuração a valor justo de instrumentos financeiros (Nota 32.1.2).

A moeda funcional da Companhia é o Real e as Demonstrações Contábeis Regulatórias estão sendo apresentadas em reais, arredondadas para omilhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.

Uso de estimativa e julgamento

Na elaboração das Demonstrações Contábeis Regulatórias é requerido que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registrode certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas.

Base de preparação

Base de mensuraçãoAs Demonstrações Contábeis Regulatórias foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor e determinados ativos e passivosfinanceiros foram mensurados ao valor justo. O Imobilizado, o Intangível e as Obrigações especiais estão com seus valores reavaliados, conformeLaudo da Base de Remuneração Regulatória - BRR.

Contexto operacional

Concedente: fiscalização do cumprimento do contrato; garantir a prestação do serviço de forma adequada; prorrogar o prazo do contrato, se fornecessário, para garantir a qualidade do atendimento a custos adequados; reajustar as tarifas para garantir o equilíbrio econômico-financeiro docontrato; e quando receber a concessão deverá indenizar, conforme disposto na lei, as parcelas dos investimentos vinculados, não amortizados oudepreciados na data da reversão, descontado, no caso da caducidade, o valor das multas contratuais e dos danos causados pela Companhia.Companhia: manter permanentemente atualizado o cadastro dos bens e das instalações; manter equipamentos em perfeitas condições defuncionamento e ter as condições técnicas para assegurar a continuidade e a eficiência dos serviços; cobrar pelo fornecimento e pelo suprimento deenergia elétrica as tarifas homologadas pela Concedente; e efetuar os investimentos necessários para garantir a prestação do serviço.

Declaração de conformidade

ConcessãoAs principais obrigações estabelecidas às partes no contrato de concessão são as seguintes:

Práticas contábeisAs práticas contábeis relevantes da Companhia estão apresentadas nas notas explicativas próprias aos itens a que elas se referem.

As Demonstrações Contábeis Regulatórias foram preparadas de acordo com as normas, procedimentos e diretrizes emitidos pelo Órgão Regulador econforme as políticas contábeis estabelecidas pela Companhia.


4.6

4.7

4.7.1

4.7.2

Ativo financeiro indenizável

Cauções e depósitos vinculados

Bancos conta movimento (Caixa e Equivalentes de caixa)

Consumidores e concessionárias

Partes relacionadas (Outros créditos)

Ativos financeiros setoriais Disponível para venda Custo amortizado

(iii) Em relação à contabilidade de hedge , as novas regras não impactarão a Companhia devido a ausência desta modalidade de instrumentofinanceiro.

Empréstimos e recebíveis Custo amortizado



A ANEEL ainda não se manifestou quanto a aderência desta norma para as Demonstrações Contábeis Regulatórias.

Classificação CPC 38 Classificação CPC 48

Disponível para venda Valor justo por meio do resultado

Ativos mantidos até o vencimento Custo amortizado

Em dezembro de 2016 foi emitido o CPC 48 em correlação à norma IFRS 9. Esta norma substituirá o CPC 38 - Instrumentos Financeiros:Reconhecimento e Mensuração (IAS 39) e traz como principais modificações: (i) requerimentos de impairment para ativos financeiros passando parao modelo híbrido de perdas esperadas e incorridas, em substituição ao modelo atual de perdas incorridas; (ii) novos critérios de classificação emensuração de ativos financeiros; e (iii) torna os requisitos para contabilidade de hedge (hedge accounting ) menos rigorosos. O CPC 48, em geral,deverá ser aplicado retrospectivamente, a partir de 1º de janeiro de 2018.A administração revisou seus ativos e passivos financeiros e espera o seguinte impacto da adoção da nova norma a partir de 1º de janeiro de 2018:

(i) No que se refere ao novo modelo de impairment para ativos financeiros, a Administração espera um aumento de cerca de 7% na PECLD e umaredução de cerca de 6% na rubrica de Consumidores e Concessionárias.

(ii) Em relação à classificação e mensuração dos ativos financeiros, a Companhia identificou a alteração de classificação nas rubricas relacionadasabaixo. A Administração acredita que a alteração na classificação não impactará a mensuração dos itens não havendo, assim, impacto nos lucrosacumulados.

A Administração da Companhia está avaliando os possíveis impactos quando da adoção da referida norma nas demonstrações financeirassocietárias. A ANEEL ainda não se manifestou quanto a aderência desta norma para as Demonstrações Contábeis Regulatórias.

Em dezembro de 2016 foi emitido o CPC 47 em correlação à norma IFRS 15. Esta norma introduziu um novo modelo para o reconhecimento dereceitas provenientes dos contratos com clientes. A mesma enfatiza o reconhecimento da receita como a transferência do controle de bens ouserviços aos clientes, em lugar do princípio da transferência de riscos e benefícios, considerando qual montante espera ser capaz de trocar poraqueles bens ou serviços e quando a receita deve ser reconhecida. O CPC 47, em geral, deverá ser aplicado retrospectivamente a partir de 1º dejaneiro de 2018 e substituirá o CPC 30 (R1) – Receitas (IAS 18), o CPC 17 (R1) - Contratos de Construção (IAS 11) e as interpretações relacionadas.

A Companhia identificou a necessidade de reclassificação de determinadas penalidades por performance que, atualmente, são classificadas nademonstração do resultado societária como despesas operacionais e passarão a ser classificadas como itens redutores das receitas no exercício de2017, com efeito estimado no valor de R$5.848 quando apresentado de forma comparativa com as demonstrações financeiras societárias para oexercício a findar em 31 de dezembro de 2018.Não há expectativa de outros impactos significativos devido a adoção desta norma para reconhecimento da receita considerando que as vendas deenergia são registradas na CCEE, no momento em que ocorrem e são consumidas pelos Clientes instantaneamente. A ANEEL ainda não semanifestou quanto a aderência desta norma para as Demonstrações Contábeis Regulatórias.

IFRIC 23 – Imposto De Renda – Contabilização de Inc ertezas sobre tratamentos fiscais (com efeito a par tir de 1º de janeiro de 2019)

São avaliados quando há evidências de perdas não recuperáveis e ao final de cada exercício, exceto para Consumidores, concessionárias epermissionárias (Nota 7) que são avaliados mensalmente. São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou maiseventos tenham ocorrido após o reconhecimento inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxoestimado de caixa futuro do investimento. A Companhia considera evidências de perda de valor recuperável por classe de consumidor e,dependendo da relevância, a nível individual.

Uma perda do valor recuperável anteriormente reconhecida é revertida caso tiver ocorrido uma mudança nos pressupostos utilizados para determinaro valor recuperável do ativo, sendo a mesma também reconhecida no resultado.

Ativo não financeiro

Ativo financeiro

O teste de recuperabilidade dos ativos é efetuado pelo menos anualmente, ou com maior periodicidade se a Administração da Companhia identificarque houve indicações de perdas não recuperáveis no valor contábil líquido dos ativos não financeiros, ou que ocorreram eventos ou alterações nascircunstâncias que indicassem que o valor contábil pode não ser recuperável.

Mantendo o processo permanente de revisão das normas de contabilidade o IASB e, consequentemente, o CPC emitiram novas normas e revisõesàs normas já existentes. A ANEEL ainda não se manifestou quanto a aderência destas normas para a Contabilidade Regulatória.

CPC 48 - Instrumentos Financeiros (com efeito a par tir de 1º de janeiro de 2018)

A Administração da Companhia revisa o valor contábil líquido de seus ativos com objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstânciaseconômicas, operacionais ou tecnológicas para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valorrecuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante dessa perda, sendo amesma reconhecida em contrapartida do resultado.

No exercício findo em 31 de dezembro de 2017, após proceder ao teste de recuperabilidade dos ativos não financeiros, a Administração concluiu queo valor contábil líquido registrado dos ativos é recuperável e, portanto, não houve necessidade de registro de provisão para redução ao valorrecuperável.

O valor recuperável é determinado com base no valor em uso dos ativos, sendo calculado com recurso das metodologias de avaliação, suportado emtécnicas de fluxos de caixa descontados, considerando as condições de mercado, o valor temporal e os riscos de negócio.

Adoção às normas de contabilidade novas e revisadas

Normas e interpretações novas já emitidas pelo IASB e ainda não adotadas pela Companhia

O IFRS emitiu em junho de 2017 a IFRIC 23, que procura esclarecer a contabilização de posições fiscais que ainda não foram aceitas pelasautoridades fiscais. Muitas vezes não é claro como uma legislação tributária aplicar-se-á a uma transação ou a uma circunstância específica. Nestecontexto surge a questão de como os impactos fiscais deveriam ser reconhecidos nas demonstrações financeiras societárias se existirem incertezasem relação a opção do tratamento fiscal feito na declaração de imposto de renda. Para essa análise é necessário avaliar se é provável que aautoridade fiscal aceitará o tratamento fiscal escolhido pela entidade: (i) se sim, a mesma deverá reconhecer o valor nas demonstrações financeirassocietárias conforme a declaração de imposto de renda e considerar a divulgação de informações adicionais sobre a incerteza do tratamento fiscalescolhido; (ii) se não, a entidade deverá reconhecer um valor diferente em suas demonstrações financeiras societárias em relação à declaração deimposto de renda de forma a refletir a incerteza do tratamento fiscal escolhido.

CPC 47 - Receita de Contrato com Cliente (com efeit o a partir de 1º de janeiro de 2018)Normas e interpretações novas e revisadas já emitid as pelo CPC e ainda não adotadas pela Companhia

Redução ao valor recuperável


4.7.3

55.1

Data da liberação Vencimento Valor

fev/17 dez/24 708

abr/17 abr/22 150.000

jul/17 jul/19 130.000

nov/17 jun/25 122.000

dez/17 jan/21 100.000

502.708

5.2

As referidas consultas públicas receberam contribuições até os dias 2 e 17 de agosto, respectivamente, sendo o Grupo EDP - Energias do Brasilelaborador de profundos estudos e simulações, que contaram com a participação de mais de 60 colaboradores, universidades, centros de pesquisa eainda uma consultoria externa, Bain & CO, para atuar de maneira propositiva e abrangente, resultando em oito volumes de contribuições, compostospela visão do Grupo para a reforma do setor elétrico brasileiro, seis notas técnicas temáticas e um caderno jurídico.

Com as mudanças propostas, espera-se um ambiente de negócios mais dinâmico, com expansão do mercado livre e liberdade de escolha dosclientes, sinais de preço que induzam eficiência, inserção da tecnologia na gestão dos equipamentos de rede e de produção, a expansão da ofertacom mecanismo sustentável e paga por todos os agentes, e mais racionalidade econômica aos subsídios. Todos esses resultados tendem a trazereficiência e agregar valor ao Grupo EDP - Energias do Brasil.O Governo Federal está trabalhando na preparação de uma Medida Provisória ou de um Projeto de Lei, com vistas a implementar as alteraçõespropostas na consulta pública.

Debêntures - 8ª Emissão 107,50% do CDIRefinanciar e alongar o prazo médio da dívida e capital de giro.

Para mais informações sobre os recursos recebidos acima, vide nota 20.

Em 03 de julho de 2017 o MME abriu para processo de consulta pública (nº 32/2017), o relatório “Princípios para Reorganização do Setor ElétricoBrasileiro”. O documento apresenta princípios para o aprimoramento da estrutura legal, institucional e regulatória do setor. Adicionalmente, em 05 dejulho de 2017, o MME disponibilizou a consulta pública nº 33/2017 em que apresenta diversas medidas das quais destacam-se: o ajuste legal naautoprodução, ajustes na formação de preço, redução dos limites para acesso ao mercado livre, redução de custo na transmissão e geração,separação do lastro de energia, novas diretrizes para fixação de tarifas, e medidas para afastar a judicialização no setor.

Notas Promissórias - 4ª Emissão 107,50% do CDIRefinanciar e alongar o prazo médio da dívida e capital de giro.

BNDES FINEM (Liberação)TJLP + 2,96%a.a. / IPCA +

3,23%a.a.Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

Ministério de Minas e Energia – MME abre consultas públicas para remodelagem do setor elétrico


CPC 06 (R2) - Operações de Arrendamento Mercantil ( com efeito a partir de 1º de janeiro de 2019) Em dezembro de 2017 foi emitido o CPC 06 (R2), em correlação à norma IFRS 16, que introduziu novas regras para as operações de arrendamentomercantil. O objetivo é garantir que arrendatários e arrendadores forneçam informações relevantes de modo que representem fielmente essastransações. O CPC 06 (R2) requer que os arrendatários passem a reconhecer o passivo dos pagamentos futuros e o direito de uso do ativoarrendado para praticamente todos os contratos de arrendamento mercantil, incluindo os operacionais, porém foram criadas isenções opcionais paraarrendamentos de curto prazo e de baixo valor. Os critérios de reconhecimento e mensuração dos arrendamentos nas demonstrações financeirassocietárias dos arrendadores ficam substancialmente mantidos. O CPC 06 (R2), em geral, deverá ser aplicado retrospectivamente a partir de 1º dejaneiro de 2019 e substituirá o CPC 06 (R1) - Operações de Arrendamento Mercantil (IAS 17) e correspondentes interpretações. Esta norma irá impactar o registro das operações de arrendamento mercantil operacional que a Companhia possui em aberto. Conforme descrito nanota 34.1, a Companhia possui R$16.204, ajustados a valor presente, em compromissos com arrendamento mercantil operacional, que estãocontemplados no escopo da referida norma. No entanto, a Administração ainda não avaliou quais outros ajustes, se houver, são necessários, porexemplo, com o tratamento diferente de pagamentos de arrendamento variável e de opções de extensão e rescisão. Por conseguinte, ainda não épossível estimar o montante dos ativos de direito de utilização e os passivos de locação que terão de ser reconhecidos na adoção da nova norma ecomo isso pode afetar o resultado das demonstrações financeiras societárias e a classificação dos fluxos de caixa futuros.

Revisão de Pronunciamentos Técnicos do CPC nº 12/17 (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)O documento estabelece alterações a Interpretações e Pronunciamentos Técnicos, principalmente, em relação a: (i) Edição do CPC 47; (ii) Edição doCPC 48; (iii) Alteração na classificação e mensuração de transações de pagamento baseado em ações do CPC 10; (iv) Alteração na transferência dapropriedade para investimento do CPC 28; e (v) Alterações anuais procedidas pelo IASB do Ciclo 2014 – 2016. A Administração acredita que estarevisão não gerará efeitos relevantes nos montantes reportados nas demonstrações financeiras societárias.

ICPC 21 - Transação em Moeda Estrangeira e Adiantam ento (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)Esta interpretação esclarece que a data da transação, para determinar a taxa de câmbio a utilizar no reconhecimento inicial do item relacionado aopagamento ou adiantamento, deve ser a data em que a entidade reconhece inicialmente o ativo ou passivo não monetário decorrente dacontraprestação antecipada. Caso haja múltiplos pagamentos ou adiantamentos, a entidade deve determinar a data da transação para cadapagamento ou recebimento. A Administração acredita que esta interpretação não gerará efeitos relevantes nos montantes reportados nasdemonstrações financeiras societárias.

A revisão estabeleceu alterações ao CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa e CPC 32 - Tributos sobre o Lucro, em decorrência deesclarecimentos feitos pelo IASB sobre passivos decorrentes de atividade de financiamento e o reconhecimento de ativos fiscais diferidos sobreperdas não realizadas, respectivamente. Em relação ao CPC 03 (R2), a Companhia introduziu uma divulgação adicional que permite uma avaliaçãosobre as mudanças ocorridas nos passivos decorrentes das atividades de financiamento (Nota 33.1). Em relação ao CPC 32, a revisão não refletiuimpactos relevantes nas demonstrações financeiras societárias.




Eventos significativos no exercício

Normas e interpretações revisadas, já emitidas pelo CPC, adotadas pela Companhia a partir de 1º de jan eiro de 2017Revisão de Pronunciamento Técnico do CPC nº 10/16

Durante o exercício de 2017 a Companhia obteve os seguintes recursos:

Fonte Custo da dívida Finalidade

BNDES FINEM (Liberação)IPCA + TR + 3,05% a.a. / TJLP

+ 3,05%a.a., Pré 6% a.a. e TJLP.

Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

Debêntures - 7ª Emissão 108,75% do CDICapital de giro e refinanciamento para alongar o prazo médio da

dívida

Captações de recursos


5.3

Resultado financeiro

Receita financeira 24.510

Despesa financeira (32.513)

(8.003)

Tributos sobre o lucro

Imposto de renda e contribuição social correntes 90.005

Imposto de renda e contribuição social diferidos (94.409)

(4.404)

Efeito total no resultado exercício (12.407)

5.4

6

31/12/2017 31/12/2016Bancos conta movimento 105.868 38.687 Aplicações financeiras 0,00 0,00Certificados de Depósitos Bancários - CDB 27.047 270.114 Operações compromissadas lastreadas em Debêntures 0,00 46.695

27.047 316.809 Total 132.915 355.496

Em 17 de outubro de 2017, por meio da Resolução Homologatória nº 2.315, a ANEEL homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual aplicadopela Companhia a partir de 23 de outubro de 2017. Para maiores detalhes, vide nota 36.3.

Reconhecimento dos tributos incidentes sobre os ati vos e passivos setoriais

A Companhia, amparada por opiniões legais de consultores independentes, entendia que o fato gerador para os tributos (IRPJ, CSLL, PIS e COFINS)relativos aos referidos ativos e passivos, verificava-se somente quando a energia sobre a qual se daria o repasse de tarifa (via reajuste anual ourevisão tarifária) fosse consumida. Esse entendimento estava em linha com o entendimento da própria Receita Federal do Brasil - RFB exarado pormeio da solução de consulta COSIT n° 26/02, quando se analisou o momento da tributação das receitas no Regime de Tributação Extraordinária –RTE aplicado no ano de 2001.

A partir de dezembro de 2014, a Companhia passou a reconhecer em suas demonstrações financeiras societárias os montantes relativos aos ativose passivos setoriais em contrapartida da Receita na rubrica de “Resultados de ativos e passivos financeiros setoriais”.

Ocorre que, em 30 de junho de 2016, a RFB, por meio do parecer COSIT n° 101/16, de forma diferente, concluiu que os valores de ativos e passivosfinanceiros setoriais, registrados na rubrica Conta de Compensação e Variação de Itens Parcela “A” - CVA, integram a base de cálculo dos tributosno momento do reconhecimento contábil, de acordo com o regime de competência. Em função desse evento, foram atualizadas as opiniões legaisjunto aos consultores independentes, sendo que os consultores jurídicos mantiveram a posição tributária já adotada pela Companhia.

Em 2017, o tema novamente foi retomado, com a conclusão jurídica de que, embora o posicionamento anterior ainda continuava aceitável, a novaforma trazida pelo COSIT é mais conservadora e, considerando ainda o Programa Especial de Regularização Tributária - PERT introduzido em 2017,que objetiva proporcionar às entidades condições especiais para a negociação de suas dívidas, a Administração concluiu que esse conjunto deelementos deveria levar à alteração da forma de apuração de seus tributos do atual sistema de tributação, pelo consumo efetivo da energia, para oregime de competência, recalculando todos os tributos desde o reconhecimento inicial dos ativos e passivos setoriais, ou seja, dezembro de 2014.

Por consequência, a Companhia constituiu os débitos relativos à nova apuração e aderiu, em agosto de 2017, ao PERT que foi instituído pelaMedida Provisória nº 783/17, convertida na Lei nº 13.496/17, e regulamentado pela Instrução Normativa RFB nº 1.711/17 e alterações posteriores.Segundo suas regras, os contribuintes poderão liquidar dívidas perante a RFB e a Procuradoria Geral da Fazenda Nacional - PGFN vencidas até odia 30 de abril de 2017 além dos tributos envolvidos em discussão administrativa ou judicial.

Adicionalmente à apuração dos débitos, a Companhia também reconheceu créditos decorrente da apuração anterior pelo consumo efetivo daenergia.Os efeitos no resultado do exercício estão demonstrados a seguir:

Os demais efeitos decorrentes da nova apuração estão demonstrados na nota 9.

Caixa e equivalentes de caixa

A exposição da Companhia à riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota32.2.1.

Conforme políticas da Administração, as aplicações são consolidadas por contraparte e por rating de crédito de modo a permitir a avaliação deconcentração e exposição de risco de crédito. Esta exposição máxima ao risco também é medida em relação ao Patrimônio líquido da InstituiçãoFinanceira.

O cálculo do valor justo das aplicações financeiras é baseado nas cotações de mercado do papel ou informações de mercado que possibilitem talcálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de papéis similares.

Essas aplicações financeiras estão remuneradas a taxas que variam de 90,00% a 96,00% do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e os investimentos de curto prazo com liquidez imediata, que são prontamenteconversíveis em um montante conhecido de caixa, com baixo risco de variação no valor de mercado, sendo demonstrados ao custo acrescido dejuros auferidos até a data do balanço que equivalem ao valor justo. As aplicações financeiras possuem opção de resgate antecipado dos referidostítulos, sem penalidades ou perda de rentabilidade.

Reajuste Tarifário Anual


7

A Vencer

Nota Até 60 dias Até 90 dias De 91 a 180

dias De 181 a 360

dias Mais de 360

dias PECLD

(Nota 7.2) Até 60 dias Mais de 60

dias Até 60 dias Mais de 60

dias PECLD

(Nota 7.2) Saldo líquido em 31/12/2017

Saldo líquido em 31/12/2016

CirculanteConsumidoresFornecimento faturadoResidencial 135.361 105.358 7.850 710 7.881 (18.357) 8.066 17.447 5.429 35.256 (42.441) 262.560 226.046 Industrial 50.565 24.006 4.318 4.542 16.167 (16.312) 1.236 1.926 704 10.857 (11.223) 86.786 43.974 Comércio, serviços e outras atividades 63.934 26.687 2.222 2.156 8.834 (11.102) 2.073 4.799 888 9.731 (10.675) 99.547 69.546 Rural 1.884 718 127 0,00 211 (212) 38 47 22 270 (215) 2.890 2.312

Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Federal 5.079 179 9 10 40 (37) 6 4 1 31 (31) 5.291 3.993 Estadual 4.150 105 6 0,00 65 (106) 37 44 3 0,00 0,00 4.304 3.975 Municipal 7.866 2.211 316 91 52 (43) 689 3.303 268 91 (91) 14.753 26.100

Iluminação pública 16.230 6.815 425 260 0,00 (8) 155 741 2 63 (63) 24.620 22.509 Serviço público 16.507 1.070 71 41 915 (48) 185 77 30 2 (1) 18.849 13.552 Serviços cobráveis 304 563 86 71 106 (251) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 879 244 Fornecimento não faturado 261.163 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 261.163 197.612 (-) Arrecadação em processo de reclassificação (157) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (157) (232) (-) Ajuste a valor presente 7.1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (608) 0,00 0,00 0,00 (608) (830) Outros créditos 483 112 55 33 38 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 721 664

563.369 167.824 15.485 7.914 34.309 (46.476) 12.485 27.780 7.347 56.301 (64.740) 781.598 609.465 Concessionárias e PermissionáriasSuprimento de energia elétrica 2.790 1.433 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4.223 361 Encargos de uso da rede elétrica 1.889 843 0,00 0,00 108 (108) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.732 666 Outros créditos 30.891 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 30.891 7.245

35.570 2.276 - - 108 (108) - - - - - 37.846 8.272 Total Circulante 598.939 170.100 15.485 7.914 34.417 (46.584) 12.485 27.780 7.347 56.301 (64.740) 819.444 617.737

Nota Mais de 360

dias PECLD

(Nota 7.2) Mais de 360

dias PECLD

(Nota 7.2) Não circulanteConsumidoresFornecimento faturadoResidencial 0,00 0,00 11.006 (2.579) 8.427 15.317 Industrial 4.290 (2.520) 3.806 (353) 5.223 6.448

Comércio, serviços e outras atividades 18 (18) 10.766 (451) 10.315 7.959 Rural 0,00 0,00 7 (1) 6 24

Poder públicoFederal 0,00 0,00 2 0,00 2 - Estadual 0,00 0,00 17 0,00 17 5 Municipal 0,00 0,00 12.564 0,00 12.564 17.416

Iluminação pública 0,00 0,00 1.776 0,00 1.776 - (-) Ajuste a valor presente 7.1 0,00 0,00 (2.874) 0,00 (2.874) (3.152)

4.308 (2.538) 37.070 (3.384) 35.456 44.017 Concessionárias e PermissionáriasOutros créditos 1.798 (119) 0,00 0,00 1.679 3.073

1.798 (119) - - 1.679 3.073 Total Não circulante 6.106 (2.657) 37.070 (3.384) 37.135 47.090

Vencida Valores Renegociados

Renegociada a Vencer

Consumidores, Concessionárias e Permissionárias

Correntes a vencer

Vencida Valores Correntes

A Vencer




7.1

7.2

Saldo em 31/12/2016 Provisões

Recebimen-tos

Parcelamen-tos Perdas

Saldo em 31/12/2017

Consumidores

Residencial (55.346) (61.996) 18.407 16.422 19.136 (63.377)

Industrial (25.801) (11.379) 870 1.184 4.718 (30.408)

Comércio, serviços e outras atividades (22.616) (9.876) 1.049 5.944 3.253 (22.246)

Rural (350) (136) 17 41 0 (428)

Poder público (244) (653) 40 549 0 (308)

Iluminação pública (69) (641) 1 638 0 (71)

Serviço Público (48) (1) 0 0 0 (49)

Serviços Cobráveis (133) (226) 46 19 43 (251)

Outros - (1.284) 7 1.277 0 -

(104.607) (86.192) 20.437 26.074 27.150 (117.138)

Concessionárias (923) 626 70 0 0 (227)

Total (105.530) (85.566) 20.507 26.074 27.150 (117.365)

Circulante (99.922) (111.324)

Não circulante (5.608) (6.041)

Total (105.530) (117.365)

7.2.1

7.2.2

i) Clientes baixa tensão: parcela vencida há mais de 90 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento;

ii) Clientes média e alta tensão: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento; eiii) Poder público: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento, deduzida dos valores cobertos pormeio de apresentação de Nota de Empenho.

Critérios PECLD - Valores CorrentesPara os faturamentos, a Companhia adota os seguintes critérios:

i) Residencial: vencidos há mais de 90 dias;ii) Comercial: vencidos há mais de 180 dias; eiii) Demais classes: vencidos há mais de 360 dias.Critérios PECLD - Valores Renegociados

Conforme requerido pelo CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, é efetuada uma análise criteriosa do saldo deConsumidores e concessionárias e, quando necessário, é constituída uma PECLD, para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos. Ocálculo da PECLD está em conformidade, também, à Instrução Contábil 6.3.2 do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

Os saldos de Consumidores e concessionárias são reconhecidos ao valor justo, pelo valor faturado ou a ser faturado, e subsequentementemensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, ajustados ao valor presente e deduzidas das reduções ao valorrecuperável, quando aplicável, incluindo os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia.

Para os parcelamentos de débitos, a Companhia adota os seguintes critérios:

A exposição da Companhia a riscos de crédito está divulgada na nota 32.2.3.

Ajuste a valor presente

O ajuste a valor presente, regulamentado pelo CPC 12, foi calculado com base na taxa de remuneração de capital, aplicada pela ANEEL nas revisõestarifárias da Companhia. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Em 31 dedezembro de 2017 a taxa corresponde a 12,26% a.a. (12,26% a.a. em 31 de dezembro de 2016) afetando positivamente o resultado do exercício emR$500 (negativamente em R$1.097 em 2016) (Nota 30).

Os saldos renegociados estão reconhecidos a valor presente, considerando o montante a ser descontado, as datas de realização, as datas deliquidação e a taxa de desconto.

O saldo de Concessionárias refere-se à: (i) concessionárias revendedoras e empresas comercializadoras, bem como a receita referente à energiaconsumida e não faturada; e (ii) valores a receber relativos à energia comercializada e encargos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -CCEE.

Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD

Reversão


8

Valores em amortização

Saldo em 31/12/2016 Apropriação Amortização

Atualização monetária

Recebimen-to CCRBT

(Nota 26) (**)Transferên-

ciaSaldo em 31/12/2017 Circulante

Não circulante IRT (*) 2017 IRT (*) 2018 IRT (*) 2019

ATIVO

CVA

Aquisição de energia (i) 40.620 608.844 (30.732) 11.909 (241.480) 33.015 422.176 191.916 230.260 117.149 299.070 5.957

Custo da Energia de Itaipu (i) 334.364 75.507 (349.455) 16.175 0 0 76.591 51.214 25.377 42.755 33.836 0

PROINFA 19.858 431 (20.940) 885 0 196 430 109 321 0 430 0

Transporte Rede Básica 9.159 17.317 (9.102) 1.205 0 396 18.975 15.246 3.729 14.003 4.972 0

Transporte de Energia - Itaipu 2.141 14.337 (2.710) 352 0 0 14.120 7.219 6.901 4.920 9.200 0

ESS - 14.422 - 1.124 0 (15.546) - 0 0 0 0 0

406.142 730.858 (412.939) 31.650 (241.480) 18.061 532.292 265.704 266.588 178.827 347.508 5.957 Itens financeiros

Sobrecontratação de energia - 9.874 (63) 2.951 0 21.844 34.606 8.108 26.498 265 34.341 0

Neutralidade da Parcela A 52.116 45.036 (55.443) 2.385 0 1.709 45.803 45.803 0 45.803 0 0

Outros 2.532 862 (2.702) 0 0 5 697 697 0 697 0 0

54.648 55.772 (58.208) 5.336 - 23.558 81.106 54.608 26.498 46.765 34.341 - PIS e COFINS

1.146 (1.146) 0 0 0 0 - 0 0 0 0 0

1.146 (1.146) - - - - - - - - - -

Total 461.936 785.484 (471.147) 36.986 (241.480) 41.619 613.398 320.312 293.086 225.592 381.849 5.957

PASSIVO

CVA

Aquisição de energia (i) 359.007 3.489 (405.652) 11.991 - 33.015 1.850 463 1.387 0 1.850 0

PROINFA 1.201 9.671 (2.479) 626 0 196 9.215 9.217 (2) 9.216 (1) 0

Transporte Rede Básica - 0 (76) 0 0 396 320 320 0 320 - 0

ESS 62.255 205.614 (53.627) 8.510 0 (15.546) 207.206 120.853 86.353 92.068 115.138 0

CDE (ii) 106.763 104.422 (73.682) 6.804 0 0 144.307 124.077 20.230 117.333 26.974 0

529.226 323.196 (535.516) 27.931 - 18.061 362.898 254.930 107.968 218.937 143.961 - Itens financeiros

Sobrecontratação de energia 48.043 14.047 (54.232) (3.353) 0 21.844 26.349 26.349 0 26.349 0 0

Neutralidade da Parcela A 0 8.802 0 9 0 1.709 10.520 2.630 7.890 0 10.520 0

Devolução tarifária (iii) 189.696 0 (195.530) 5.834 0 0 - 0 0 0 0 0

Ultrapassagem de demanda e Excedente de reativos (iv) 63.824 38.434 0 2.505 0 0 104.763 0 104.763 0 0 104.763

Outros 956 31.996 (1.005) (323) 0 5 31.629 3.714 27.915 2.980 14.603 14.046

302.519 93.279 (250.767) 4.672 - 23.558 173.261 32.693 140.568 29.329 25.123 118.809 PIS e COFINS

PIS/ COFINS Nota Técnica nº 115/04 0 15.902 0 (8.903) 0 - 6.999 6.999 0 0 6.999 0

PIS/ COFINS sobre Passivos financeiros setoriais 37.811 0 (37.811) 0 0 0 - 0 0 0 0 0

37.811 15.902 (37.811) (8.903) - - 6.999 6.999 - - 6.999 -

869.556 432.377 (824.094) 23.700 - 41.619 543.158 294.622 248.536 248.266 176.083 118.809

(**) O saldo homologado de CCRBT é líquido de P&D

Ativos e passivos financeiros setoriais

(*) IRT - Índice de Reposicionamento Tarifário

PIS/ COFINS Nota Técnica nº 115/04

Valores em constituição


8.1

9

NotaSaldo em 31/12/2016 Adição Baixas

Atualização monetária

Adianta-mentos

Compen-sação de tributos

Transfe-rência

Saldo em 31/12/2017

Imposto de renda e contribuição social Imposto de renda e contribuição social19.1 14.317 5.423 (6.764) 21.241 19.289 (49.496) 222.943 226.953 ICMS ICMS19.2 82.327 49.015 - - 670 - (37.352) 94.660 PIS e COFINS PIS e COFINS19.1 37.265 266.698 - 10.749 - (29.491) (188.577) 96.644 IRRF sobre aplicações financeiras IRRF sobre aplicações financeiras14.845 5.885 - - - - (4.153) 6.577 Outros Outros1 966 170 - 75 - - - 1.211

Total Total1 139.720 327.191 (6.764) 32.065 19.959 (78.987) (7.139) 426.045

Circulante 67.032 341.179 Não circulante 72.688 84.866 Total 139.720 426.045

Adicionalmente, dentre a previsão de custos realizada no processo tarifário de 2016 inclui-se a receita referente ao EER da Usina Nuclear de AngraIII. A usina de Angra III estava prevista inicialmente para entrar em operação a partir de janeiro de 2016, o que não se realizou devido à atrasos noempreendimento. Dessa forma, a ANEEL decidiu pela antecipação da devolução dos custos de Angra III majorados na tarifa dos consumidores pormeio do EER, e recolhidos desde os processos tarifários de 2016, uma vez que a usina não entrou em operação. Essa antecipação está sendorealizada desde abril de 2017 por meio de um valor redutor aplicado nas tarifas de energia dos consumidores, gerando uma devolução, até dezembrode 2017, de R$43.524 os quais, R$37.128 foram homologados no reajuste tarifário de 2017 e R$6.396 serão repassados à tarifa no próximo reajustetarifário.(iv) CDE: Em abril de 2017 houve redução das quotas da CDE - Conta ACR pagas pelas distribuidoras (Nota 26.1). Este recurso é destinado paraamortização dos empréstimos realizados pelo fundo, nos anos de 2014 e 2015, para honrar os custos das distribuidoras no mercado de curto prazorelativos à época em questão. Dessa forma, os custos da Companhia relativos a este item ficaram inferiores ao coberto pela tarifa. Apesar de partedeste efeito já ter sido contemplado no processo tarifário de 2017, ainda existe uma parcela que será considerada no processo tarifário de 2018. ACDE - Encargo de Uso também contribui para formação do passivo regulatório, uma vez que a formação da CVA do processo tarifário de 2018contempla parcelas do encargo, cuja cobertura tarifária, definida no reajuste de 2016, é maior que o valor da quota do encargo definida para o anocivil de 2017. Portanto, o passivo regulatório a ser considerado no processo tarifário de 2018, formado até o momento, é de R$26.974.

Ativos - compensáveis

• Parcela "A" (custos não gerenciáveis): esta parcela deve ser neutra em relação ao desempenho da entidade, ou seja, os custos incorridos pelasdistribuidoras, classificáveis como Parcela "A", são integralmente repassados ao consumidor ou suportados pelo Poder Concedente; e

Os ativos e passivos financeiros setoriais referem-se aos valores originados da diferença entre os custos previstos pela ANEEL e incluídos na tarifano início do período tarifário (Parcela "A"), e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferençaconstitui um direito a receber pela Companhia nos casos em que os custos previstos são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou umaobrigação quando os custos previstos são superiores aos custos efetivamente incorridos. São segregados entre ativo e passivo de acordo com aexpectativa de homologação nas tarifas pela ANEEL nos próximos processos tarifários. São homologados anualmente pela ANEEL e incorporados à tarifa de energia por meio de Reajustes ou Revisões Tarifárias que, na Companhia,ocorrem em 23 de outubro.

O processo de amortização se dá de forma mensal e corresponde ao recebimento/devolução por meio da aplicação das tarifas vigentes,homologadas nos últimos eventos tarifários. Para os Itens financeiros, os valores de amortização mensais correspondem a 1/12 avos dos montantestotais homologados pela ANEEL. Para a CVA, a amortização mensal é efetuada de acordo com a curva de mercado. Os valores em constituiçãoreferem-se à diferença entre os custos incorridos e os constantes na tarifa até a data do fechamento do mês de referência, a serem homologadosnos próximos processos tarifários.Os valores que compõem os ativos e passivos financeiros setoriais são:• Conta de Compensação de Variação dos Valores de Itens da Par cela "A” – CVA: É composta da variação dos custos com a aquisição daenergia elétrica, de conexão e de transmissão, além dos encargos setoriais. A CVA deve ser neutra em relação ao desempenho da Companhia, ouseja, as variações apuradas são integralmente repassadas ao consumidor ou suportadas pelo Poder Concedente; e

(i) No exercício, foi devolvido aos consumidores no faturamento de energia o montante de R$352.947 referente a passivos setoriais líquidoshomologados pela ANEEL.(ii) Compra de energia: A variação no referido item deve-se a realização do custo de energia dos Contratos de Comercialização de Energia noAmbiente Regulado - CCEARs estar distinto do custo de energia reconhecido no reajuste tarifário, principalmente, na modalidade de disponibilidade,impactada pelo aumento do despacho termoelétrico, pelo elevado repasse do risco hidrológico. Adicionalmente, quando da composição da coberturatarifária, foi considerado um Preço de Liquidação das Diferenças - PLD superior ao realizado no período de apuração da CVA, conforme regrasestabelecidas pela ANEEL e CCEE respectivamente.(iii) ESS/EER: As projeções de custos de ESS realizadas pela ANEEL no processo tarifário de 2017 concedidas como cobertura tarifária semostraram superiores aos custos realizados pela Companhia desde então. Adicionalmente, o segundo semestre de 2017 foi marcado por altosvalores do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD no mercado curto prazo, principalmente para os meses de agosto, setembro, outubro enovembro. Como a receita da energia de reserva é valorada à PLD, no segundo semestre de 2017 houve um excedente de receita na Conta deEnergia de Reserva - CONER, que foi revertido como receita para os consumidores, por meio das distribuidoras. Dessa forma, a cobertura tarifáriadeste item da Parcela "A" se mostrou superior aos custos no segundo semestre de 2017, o que explica a constituição de um passivo regulatório deR$115.138, até o momento, a devolver para o consumidor no processo tarifário de 2018.

A receita da Companhia é, basicamente, composta pela venda da energia elétrica e pela entrega (transporte) da mesma por meio do uso dainfraestrutura (rede) de distribuição. As receitas das concessionárias são afetadas pelo volume de energia entregue e pela tarifa. A tarifa de energiaelétrica é composta por duas parcelas que refletem a composição da sua receita:

Tributos Compensáveis e a Recolher

• Itens financeiros: Referem-se a outros componentes financeiros que se constituem em direitos ou obrigações que também integram a composiçãotarifária, dentre eles: Sobrecontratação de energia; Neutralidade dos encargos setoriais; e a Exposição financeira no mercado de curto prazo pordiferença de preços entre Submercados. Efeitos relevantes no exercícioO total de passivos setoriais líquidos dos ativos, em 31 de dezembro de 2016, montava a R$407.620, sendo que o total de ativos setoriais líquido dospassivos em 31 de dezembro de 2017 monta em R$70.240. A variação total positiva no exercício no montante de R$477.860 foi causada,substancialmente, pelos seguintes motivos:

• Parcela "B" (custos gerenciáveis): composta pelos gastos com investimento em infraestrutura, gastos com a operação e a manutenção e pelaremuneração aos provedores de capital. Essa parcela é aquela que efetivamente afeta o desempenho da entidade, pois possui risco intrínseco denegócios por não haver garantia de neutralidade tarifária para essa parte.


NotaSaldo em 31/12/2016 Adição

Atualização monetária Pagamentos

Compen-sação de tributos

Reclassifica-ção

(Nota 9.4.1)Transfe-rência

Saldo em 31/12/2017

Imposto de renda e contribuição social Imposto de renda e contribuição social245.885 (57.905) 19.842 (35.112) (836) (224.898) 253.024 -

ICMS ICMS29.3 91.362 1.150.702 - (1.091.684) - - (37.352) 113.028

PIS e COFINS PIS e COFINS2 20.290 520.597 13.228 (158.430) (78.151) (126.860) (168.873) 21.801

Tributos sobre serviços prestados por terceiros12.398 9.499 - (9.942) - - -

1.955

IRRF sobre juros s/ capital próprio IRRF sobre juros s/ capital próprio29.863 9.844 - (9.863) - - - 9.844

Parcelamentos Parcelamentos19.4 - - 3.164 (71.404) - 351.758 (53.938) 229.580

Encargos com pessoal Encargos com pessoal1 9.115 1.680 - (1.938) - - - 8.857

Outros Outros2 100 727 - (746) - - - 81

Total Total2 179.013 1.635.144 36.234 (1.379.119) (78.987) - (7.139) 385.146

Circulante 179.013 174.598 Não circulante 0,00 210.548 Total 179.013 385.146

9.1

9.2

9.3

9.49.4.1

Principal Multa Juros

Total de Parcelamen-

to

PIS 17.387 3.477 4.264 25.128

COFINS 69.951 13.990 17.790 101.731

CSLL 43.826 8.765 10.819 63.410

IRPJ/ IRRF 111.999 22.400 27.090 161.489

243.163 48.632 59.963 351.758

Redução Programa PERT (57.829)

Total 293.929

9.4.2

PERT

Valor de adesão 293.929

Amortização (71.404)

Atualização 7.055

Saldo em 31 de dezembro de 2017 229.580

10

NotaPassivo Não

circulante31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017

PIS e COFINS 10.1 0,00 2.988 4

Imposto de renda e contribuição social 10.2 122.814 244.917 0,00

Imposto de renda e contribuição social - Diferenças temporárias regulatórias 10.3 (107.019) (127.127) 0,00

15.795 120.778 4

10.1

Ativo Não circulante

Na conversão da Medida Provisória nº 783/17 na Lei nº 13.496/17, a modalidade de parcelamento escolhida pela Companhia foi alterada, sendo aredução do percentual de multas de mora majorado de 40% para 50%. Esta majoração resultou em uma redução do débito inicial de R$3.891,passando de R$297.820 para R$293.929.

Segue abaixo os montantes e a relação dos tributos parcelados:

Movimentação do parcelamento

Conforme descrito na nota 5.3, em decorrência da apuração de débitos originados do recálculo dos tributos sobre os ativos e passivos setoriais, aCompanhia aderiu, em agosto de 2017, ao PERT.Dentre as opções oferecidas para o parcelamento, a Companhia aderiu à opção de pagamento à vista e em espécie de 20% do valor da dívidaconsolidada, sem redução, em 5 parcelas mensais e sucessivas, vencíveis de agosto a dezembro de 2017, e o restante parcelado em 145 parcelasmensais e sucessivas, vencíveis a partir de janeiro de 2018, com redução de 80% dos juros de mora e de 50% das multas de mora, de ofício ouisoladas. As parcelas serão atualizadas mensalmente pela SELIC acrescidas de 1%.

ParcelamentosPrograma Especial de Regularização Tributária (PERT )

Em decorrência do recálculo dos tributos sobre os ativos e passivos setoriais (Nota 5.3) a Companhia apurou créditos dos referidos tributos entre aantiga apuração pelo consumo efetivo da energia e a atual apuração pelo regime de competência.

Em relação ao Imposto de renda e contribuição social, a Companhia apurou um crédito de R$291.620, sendo líquido das compensações até 31 dedezembro de 2017 o montante de R$162.144.

Passivo - a recolher

Tributos sobre serviços prestados por terceiros

O montante em 31 de dezembro de 2016 referia-se a PIS e COFINS diferidos reconhecidos sobre receita relativa aos ativos e passivos financeirossetoriais, calculados, até então, pelo consumo efetivo da energia. Devido ao recálculo de tais tributos pelo regime de competência (Nota 5.3) aCompanhia não mais apresenta PIS e COFINS diferidos sobre ativos e passivos setoriais.

ICMS - Ativos Compensáveis

ICMS - Passivo a Recolher

Conforme requerido pelo CPC 32 - Tributos sobre o Lucro, a Companhia apresenta os impostos e contribuições sociais correntes ativos e passivos,pelo seu montante líquido quando: (i) compensáveis pela mesma autoridade tributária; e (ii) a legislação tributária permitir que a Companhia pagueou compense o tributo em um único pagamento ou compensação.

Em relação ao PIS e COFINS, a Companhia apurou um crédito de R$122.840, sendo líquido das compensações até 31 de dezembro de 2017 omontante de R$85.922.

Do saldo a compensar de R$94.660 (R$82.327 em 31 de dezembro de 2016), R$9.794 (R$9.639 em 31 de dezembro de 2016) são Circulante eR$84.866 (R$72.688 em 31 de dezembro de 2016) são Não circulante. Do montante total, R$91.806 (R$79.456 em 31 de dezembro de 2016)referem-se a créditos de ICMS decorrente de aquisição de bens que, de acordo com o parágrafo 5º do artigo 20 da Lei Complementar nº 87/96, sãocompensados à razão de 1/48 avos por mês.

O montante em 31 de dezembro de 2017 de R$113.028 (R$91.362 em 31 de dezembro de 2016) refere-se ao ICMS a recolher incidente sobre asfaturas de energia elétrica.

PIS e COFINS

Total

Tributos diferidos

Imposto de renda, contribuição social, PIS e COFINS - Ativos Compensáveis


10.2

10.2.1

Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 2017 2016 31/12/2017 31/12/2016

Natureza dos créditos IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IR PJ/CSLL

Prejuízos Fiscais 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (133) 0,00 0,00

Base Negativa da Contribuição Social 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (48) 0,00 0,00

- - - - - (181) - -

Diferenças Temporárias

44.104 41.448 0,00 0,00 2.656 8.153 0,00 0,00

Benefício pós-emprego 9.314 263 0,00 0,00 9.051 263 0,00 0,00

65.906 59.957 0,00 0,00 5.949 (1.323) 0,00 0,00

Ativos financeiros setoriais 10.2.1.1 0,00 138.591 0,00 0,00 (138.591) 298.689 0,00 0,00

10.2.1.1 0,00 (12.856) 0,00 0,00 12.856 (27.034) 0,00 0,00

Consumidores - ajuste a valor presente 1.184 1.353 0,00 0,00 (169) 372 0,00 0,00

0,00 0,00 57.216 53.742 (3.474) (8.521) 0,00 0,00

Benefícios pós-emprego - PSAP 10.2.1.2 (36.576) (23.720) 0,00 0,00 (12.856) (15.361) 0,00 0,00

36.576 23.720 0,00 0,00 0,00 0,00 12.856 15.361

Outras 4.450 4.363 4.213 0,00 (4.126) 4.543 0,00 0,00

Total diferenças temporárias 124.958 233.119 61.429 53.742 (128.704) 259.781 12.856 15.361

Crédito fiscal do ágio incorporado 10.2.1.3 59.285 65.540 0,00 0,00 (6.255) (6.044) 0,00 0,00

Total bruto 184.243 298.659 61.429 53.742 (134.959) 253.556 12.856 15.361

Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos (61.429) (53.742) (61.429) (53.742) 0,00 0,00 0,00 0,00

Total 122.814 244.917 - -

10.2.1.1

10.2.1.2

10.2.1.3

10.2.2

2018 2019 2020 2021 2022 2023 a 2025 2026 a 2027 Total47.869 38.470 37.587 15.535 15.455 17.788 11.539 184.243

10.3

11

Passivo Não circulanteAtivo Não circulante

Imposto de renda e contribuição social

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos e passivos são apresentados pela sua natureza, e o valor total é apresentado pelomontante líquido após as devidas compensações, conforme requerido pelo CPC 32.

O Imposto de renda e contribuição social diferidos são registrados sobre prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social e diferençastemporárias, considerando as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 599/09, e consideram ohistórico de rentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico de viabilidade. São reconhecidosde acordo com a transação que os originou, seja no resultado ou no patrimônio líquido.

Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas

Valor justo do Ativo Financeiro Indenizável - ICPC 01 (R1)

Benefício pós-emprego - Outros resultados abrangentes

Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD

PIS e COFINS sobre ativos financeiros setoriais

Composição e base de cálculo

Resultado

Além dos valores de dividendos a pagar para sua Controladora (Nota 25), os demais saldos de ativos e passivos, bem como as transações daCompanhia com sua Controladora, profissionais chave da Administração e outras partes relacionadas, que influenciaram o resultado do exercício,são apresentados como segue:

Partes relacionadas

A Administração da Companhia elaborou a projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente,demonstrando a capacidade de realização desses créditos tributários nos exercícios indicados, a qual é aprovada pelo Conselho da Administração.Com base no estudo técnico das projeções de resultados tributáveis, a Companhia estima recuperar o crédito tributário nos seguintes exercícios:

O montante em 31 de dezembro de 2016 referia-se a realização dos tributos diferidos sobre os ativos e passivos financeiros setoriais decorrente daamortização e constituição da CVA e dos componentes financeiros do IRT 2016 a 2019. Devido ao recálculo de tais tributos pelo regime decompetência (Nota 5.3) a Companhia não mais apresenta tributos diferidos sobre ativos e passivos setoriais.

Os tributos diferidos ativos são revisados a cada encerramento do exercício e são reduzidos na medida em que sua realização não seja maisprovável.

Resultados tributáveis futuros

O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - EnergiaPaulista Ltda., quando a mesma, na aquisição de ações da EDP São Paulo, contabilizou ágio pago, de acordo com as instruções CVM nºs 319/99 e349/99 e conforme determinação da ANEEL. Está sendo amortizado pela curva entre a expectativa de rentabilidade da exploração e o prazo deconcessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do crédito fiscal de R$5.929 até o ano de 2027 (Nota 18.2.1.1).

Imposto de renda e contribuição social - Diferenças temporárias regulatóriasRefere-se à Imposto de renda e contribuição social diferidos, calculados à alíquota 34% incidentes sobre a diferença de resultado entre acontabilidade societária e regulatória (Nota 37.1.7).

Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP

O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente aos ativos relativos aos planosprevidenciários do tipo Benefício definido, cuja provisão, em 31 de dezembro de 2001, foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio líquido, dedutívelpor ocasião dos pagamentos mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2028 (Nota 22.1.1.9).Crédito fiscal do ágio incorporado

Ativos e passivos financeiros setoriais e PIS e COF INS

Patrimônio Líquido


Financeiras31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 2017 2016 2016

Consumidores e concessionárias (Nota 7)

Ressarcimento por insuficiência de geraçãoPorto do Pecém P

o Controle Comum 0,00 01/12/2012 a 31/12/2026 2.163 1.592 769 2.164 - - - - 914 (1.318) - 0 2.163 1.592 769 2.164 - - - - 914 (1.318) -

Fornecedores (Nota 14)Fo

Suprimento de energia elétricaSup

EnerpeixeEn Controle Comum 219,29 01/10/2003 a 31/01/2016 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (17.784) 0,00

EnerpeixeEn Controle Comum 209,05 01/10/2003 a 31/01/2016 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (6.322) 0,00

Porto do PecémPor

Controle Comum Parcela fixa (*) + Custo variável

01/01/2012 a 31/12/2026 0,00 0,00 0,00 0,00 8.678 5.539 0,00 0,00 (53.776) (43.271) 0,00

Energest En Controle Comum 222,36 01/01/2008 a 31/12/2037 0,00 0,00 0,00 0,00 27 28 0,00 0,00 (269) (252) 0,00

InvestcoIn Controle Comum 175,10 01/08/2002 a 15/12/2032 0,00 0,00 0,00 0,00 151 169 0,00 0,00 (2.124) (1.961) 0,00

InvestcoIn Controle Comum 175,10 01/08/2005 a 15/12/2032 0,00 0,00 0,00 0,00 5 5 0,00 0,00 (66) (61) 0,00

LajeadoLa Controle Comum 220,44 01/01/2008 a 31/12/2037 0,00 0,00 0,00 0,00 2 2 0,00 0,00 (23) (21) 0,00



Santa FéSa Controle Comum 236 01/01/2009 a 31/12/2038 0,00 0,00 0,00 0,00 56 59 0,00 0,00 (560) (523) 0,00

ECE ParticipaçõesEC Controle Comum 158,18 01/01/2015 a 31/12/2044 0,00 0,00 0,00 0,00 790 828 0,00 0,00 (7.867) (7.351) 0,00

Uso do sistema de transmissão Us

InvestcoIn Controle Comum 0,00 01/08/2005 a 15/12/2032 0,00 0,00 0,00 0,00 17 17 0,00 0,00 (222) (206) 0,000 - - - - 9.768 6.692 - - (65.359) (78.174) -

Outros créditos e Outras contas a pagar (Nota 16)Devolução - Prêmio de seguro D

e

EDP - Energias do Brasil ED Controladora 0,00 31/12/2016 - - - 1.527 - - - - - 1.054 473

Convênio de arrecadação

EDP GRID ED Controle Comum 0,00 12/09/2014 a 30/06/2023 - - - - 106 86 - - - - -

Compartilhamento de atividades e alocação de gastos (a)

Com

EDP - Energias do Brasil ED Controladora 0,00 01/07/2012 a 31/12/2017 - - 347 - - - - 149 3.812 (2.138) -

Compartilhamento dos serviços de infraestrutura (b)

Com

EDP - Energias do Brasil ED Controladora 0,00 29/07/2015 a 29/07/2019 - - - - - - 245 264 (3.512) (3.316) -

Opções de ações outorgadas da controladora (Nota 11.2.1)

Opç

EDP - Energias do Brasil ED Controladora 0,00 15/06/2016 a 18/06/2022 - - - - - - 288 38 (250) (38) -

Prestação de serviços de Eficiência Energética Pre - - - - - - - - - - -

EDP GRID ED Controle Comum 0,00 25/03/2015 a 31/12/2016 - - - - - - - - - (1.456) - 0 - - 347 1.527 106 86 533 451 50 (5.894) 473 0

0 2.163 1.592 1.116 3.691 9.874 6.778 533 451 (64.395) (85.386) 473

(*) A parcela fixa é de R$2.314 por mês.

As operações com partes relacionadas foram estabelecidas em condições compatíveis com as de mercado. As garantias recebidas do controlador estão descritas na nota de Garantias (Nota 34.2).

Ativo Passivo Receitas (Despesas)

RelacionamentoPreço praticado

(R$/MWh) DuraçãoCirculante Não circulante Circulante Não circulante Ope racionais


11.1

11.211.2.1

11.2.2

Diretoria Estatutária

Conselho da Administra-

ção TotalDiretoria

Estatutária

Conselho da Administra-

ção TotalRemuneração (a) 2.384 35 2.419 1.554 35 1.589

Benefícios de curto prazo (b) 165 0,00 165 87 0,00 87

Benefícios - Previdência Privada 40 0,00 40 173 0,00 173

Total 2.589 35 2.624 1.814 35 1.849

11.2.3

Conselho de Adminis-

traçãoDiretoria

Estatutária

Conselho de Adminis-

traçãoDiretoria

EstatutáriaNúmero de membros 1,00 4,92 1,00 3,00 Valor da maior remuneração individual 35 807 35 684 Valor da menor remuneração individual 35 443 35 508 Valor médio da remuneração individual 35 526 35 605

12

Nota 31/12/2016 Apropriação Baixas 31/12/2017

Serviço Próprio - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 26.2 32.237 7.243 (15.992) 23.488

Serviço Prestado Terceiros - Serviços em Curso 357 1.600 (1.345) 612

Serviço Prestado Terceiros - Eficiência Energética 6.800 13.905 (1.369) 19.336

Outros 226 0,00 0,00 226

Total 39.620 22.748 (18.706) 43.662

Os contratos de compartilhamento entre as partes relacionadas são divididos em dois tipos: Contratos de Compartilhamento de Atividades eAlocação de Gastos e Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura. As operações realizadas com as contrapartes informadasabaixo ocorreram no curso normal dos negócios, sem acréscimo de qualquer margem de lucro.Em 26 de janeiro de 2016 foi emitida a Resolução Normativa ANEEL nº 699 que apresentou novos critérios para os atos jurídicos entre partesrelacionadas. Considerando a publicação da referida Resolução, que revogou a Resolução Normativa ANEEL nº 334/08, o Contrato deCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura poderá sofrer alterações quando da sua renovação.

a) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação d e Gastos: A partir de 1º de janeiro de 2017, a EDP - Energias do Brasil,controladora da Companhia, é responsável pela contratação do novo Contrato de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos quecontemplam as atividades das áreas corporativas. O contrato foi anuído pela ANEEL por meio do Despacho nº 3.278, publicado em 23 de dezembrode 2016, e aprova o compartilhamento de recursos humanos entre a EDP - Energias do Brasil e as partes relacionadas EDP São Paulo, EDP EspíritoSanto, EDP Comercializadora, Energest, Investco, Lajeado, Santa Fé, EDP PCH e Porto do Pecém. O novo contrato tem data de vigência a partir de 1º de janeiro de 2017, com prazo de vigência de 12 meses, e foi implementado utilizando o critérioregulatório definido na Resolução Normativa ANEEL nº 699/16. O novo critério aloca os gastos com pessoal de maneira proporcional ao AtivoImobilizado Bruto (AIB), ponderada por um fator definido para cada segmento (transmissão, distribuição e geração), excluídos os gastos da holding e da comercializadora, que são compartilhados de forma preditiva.Considerando a proximidade do fim da vigência do contrato supracitado, em 22 de novembro de 2017 foi protocolado pedido de anuência préviajunto à ANEEL para o novo Contrato de Compartilhamento de Recursos Humanos a ser pactuado entre as mesmas partes relacionadas jáparticipantes. Tal contrato possuirá vigência para os períodos de 2018 e 2019 e, atualmente, encontra-se em análise pela ANEEL. b) Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestr utura: O instrumento tem por objetivo o rateio dos gastos com a locação do imóvel,gastos condominiais e gastos de telecomunicações da sede da holding EDP - Energias do Brasil em São Paulo, onde a Companhia possui instaladasua matriz. Em 16 de janeiro de 2015 o Grupo EDP - Energias do Brasil solicitou à ANEEL anuência para firmar o “Contrato de Cessão de Espaço eCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura” nas localidades: (i) Sede em São Paulo – SP, tendo como Contratada a EDP - Energias do Brasil eContratantes a EDP Espírito Santo, EDP São Paulo e Energest; e (ii) Centro Operativo em Carapina – ES, tendo como Contratada a EDP EspíritoSanto e Contratantes a Energest, EnerPrev, Santa Fé, EDP GRID, Cachoeira Caldeirão, ECE Participações e Investco.

Em 28 de julho de 2015, por meio do Despacho n° 2.430, a ANEEL anuiu o pedido e estipulou a vigência de 48 meses a partir da data da publicaçãodo Despacho, entretanto, a Companhia foi autorizada a realizar o compartilhamento somente a partir de agosto de 2015. Em 16 de setembro de2015, a Companhia solicitou à ANEEL anuência para os Termos de Quitação e Outras Avenças, objetivando aprovar os pagamentos referentes aoperíodo de janeiro a julho, dos Contratos de Cessão de Espaço e Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura, uma vez que foram anuídos semretroatividade. O pedido foi anuído pela ANEEL em 25 de abril de 2016, por meio do Despacho nº 987/16. Os percentuais de rateio devem ser revistos anualmente e, em caso de alterações, os termos aditivos devem ser submetidos à anuência prévia daANEEL.

A controladora direta da Companhia é a EDP - Energias do Brasil, sendo esta controlada pela EDP – Energias de Portugal S.A..Remuneração dos administradores

Controladora direta

Remuneração individual máxima, mínima e média do Co nselho de Administração e da Diretoria Estatutária referente ao exercício findo em

2017 2016

Em relação à Opções de ações outorgadas da controladora (Nota 11.2.1), o montante relativo à diretores estatutários da Companhia, estimado noresultado de 2017, é de R$85. Os montantes estimados apenas serão considerados como remuneração da diretoria estatutária neste quadro quandoda efetiva outorga das ações da controladora.

(b) Representa os benefícios com assistência médica e odontológica, subsídio medicamento, vales alimentação e refeição e seguro de vida.

(a) É composta pela remuneração fixa e variável (bônus e participação nos resultados), além dos respectivos encargos sociais.

Circulante

Opções de ações outorgadas da controladoraEm maio de 2016 e em julho de 2017, a controladora EDP - Energias do Brasil instituiu, respectivamente, o primeiro e o segundo plano deremuneração baseado em ações, com características semelhantes, os quais concedem outorga futura de suas ações aos seus beneficiários. Dentreos contemplados, encontram-se gestores e diretores estatutários e não estatutários da Companhia, sendo estimado no resultado de 2017 da mesmao montante de R$250 (R$38 em 2016) a ser reembolsado para a controladora no momento da outorga.

Serviços em Curso

2016

A outorga das ações serão concedidas quando do cumprimento de determinadas condicionantes no prazo estimado de 3 ou 5 anos a partir do iníciode cada plano. Remuneração total do Conselho de Administração e da Diretor ia Estatutária pagos pela Companhia referente ao exercício findo em 31 dedezembro

2017


13

Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016

Depósitos judiciais 24 0,00 0,00 90.897 74.695

Cauções e depósitos vinculados 229 279 845 793

Total 229 279 91.742 75.488

14

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Material de almoxarifado 2.333 663

Resíduos e sucatas 8.801 7.361

(-) Perda estimada na realização dos estoques (3.225) (4.357)

Total 7.909 3.667

15

Não circulante

31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017

Prêmios de Seguros 210 254 0,00

Outros 2.835 240 5.176

Total 3.045 494 5.176

16

Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016

Outros créditos - AtivoAdiantamentos 3.947 6.732 0,00 0,00Descontos tarifários 16.1 25.775 13.932 0,00 0,00Modicidade tarifária - baixa renda 16.2 0,00 0,00 8.055 8.055 Bens destinados à alienação 933 933 0,00 0,00Serviços prestados a terceiros 10.069 15.395 947 2.036 Ressarcimento de custos – CDE 18.384 12.165 0,00 0,00Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 11 0,00 0,00 347 1.527 Outros 3.109 449 0,00 2

Total 62.217 49.606 9.349 11.620

Outras contas a pagar - Passivo

Adiantamentos recebidos - alienação de bens e direitos 1.084 2.255 0,00 0,00

Contribuição de iluminação pública 16.3 7.518 9.807 0,00 0,00

Credores diversos - consumidores e concessionárias 16.709 16.367 0,00 0,00

Modicidade tarifária - baixa renda 16.2 502 551 9.810 9.810

Cessão de créditos de ICMS 1.663 1.230 0,00 0,00

Arrecadação de terceiros a repassar 1.854 1.920 0,00 0,00

Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 11 106 86 533 451

Reserva para reversão e amortização 16.4 0,00 0,00 17.248 17.248

Outros 10.411 10.110 0,00 0,00Total 39.847 42.326 27.591 27.509

16.1

Resolução Homologatória Valor mensal

ANEEL nº 2.158/16 Out/16 a Set/17 5.526

ANEEL nº 2.315/17 Out/17 a Set/18 9.621

Saldo em 31/12/2016

Descontos tarifários

Ressarcimen-to

Compensa-ção CDE

Saldo em 31/12/2017

Subsídio Baixa Renda 3.215 17.845 (11.318) (5.769) 3.973

Subsídio Carga Fonte Incentivada - Res. nº 77/04 4.374 54.922 (29.493) (11.679) 18.124

Subsídio Geração Fonte Incentivada - Res. nº 77/04 691 821 (447) (223) 842

Subsídio Rural 2.059 9.250 (5.679) (2.765) 2.865

Subsídio Irrigante/Aquicultor - Res. nº 207/06 (194) 60 (10) 3 (141)

Subsídio Água/Esgoto/Saneamento - Despacho nº 3.629/11 1.725 14.213 (9.967) (5.186) 785

Subsídio Distribuição - TUSD fio B 2.062 3.897 (4.378) (2.254) (673)

13.932 101.008 (61.292) (27.873) 25.775

Ao mesmo tempo em que determina o percentual de desconto a ser aplicado nos faturamentos mensais das unidades consumidoras, aregulamentação também estabelece o direito da Companhia de ser ressarcida dos respectivos montantes por meio do mecanismo da subvençãoeconômica, com recursos originários da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme Lei nº 10.438/02.

Descontos tarifários

Despesas Pagas Antecipadamente

Circulante

Circulante

Outros créditos - Ativo e Outras contas a pagar – P assivo

Os estoques estão demonstrados ao custo ou ao valor líquido de realização, dos dois o menor, deduzidos de eventual perda no valor recuperável. Ométodo de avaliação dos estoques é efetuado com base na média ponderada móvel.

Almoxarifado Operacional

Circulante

Depósitos Judiciais e Cauções

O saldo de estoques refere-se aos materiais utilizados na operação e manutenção da prestação dos serviços. Os materiais utilizados na construçãoda infraestrutura da concessão, estão classificados no Intangível pelo montante, em 31 de dezembro de 2017 de R$26.401 (R$38.261 em 31 dedezembro de 2016).

Segue abaixo a composição dos descontos tarifários:

Até abril de 2017, a responsabilidade pela administração dos recursos da CDE e os respectivos repasses era da Eletrobras. Por meio da Lei nº13.360/16, a partir de maio de 2017, a gestão e o repasse dos recursos passou a ser de responsabilidade da CCEE. A ANEEL homologou os valores a serem repassados para a Companhia, por meio das seguintes Resoluções Homologatórias:

Competências

Circulante Não circulante

Não circulante

Refere-se a descontos aplicados a clientes nas tarifas de unidades consumidoras, conforme regulamentação da ANEEL, por meio de resoluçõesespecíficas. Os descontos são aplicados de acordo com a classificação da atividade de cada unidade consumidora e procuram contemplarresidências de famílias com baixa renda inscritas no Cadastro Único do Governo Federal, estímulo à melhoria da produção agrícola, assim comodescontos para serviços públicos essenciais, como é o caso das unidades de água, esgoto e saneamento.


16.2

16.3

16.4

1717.1

31/12/2017 31/12/2016Terrenos 681 681

Total 681 681

17.2

31/12/2017 31/12/2016Terrenos 275 275

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 5.820 5.838

(-) Reintegração Acumulada - Edificações, Obras e Benfeitorias (5.227) (5.049)

Total 868 1.064

18

Atendendo ao Termo de Notificação nº 1.091/05, pelo qual a Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP,determinou a correção de critérios de cadastramento dos equipamentos de medição instalados em unidades consumidoras residenciais, alterando debifásicas para monofásicas com efeito retroativo ao ano de 2002, a Companhia, nos períodos de 2008 e 2010, efetuou a revisão dos faturamentosna condição de residencial Baixa Renda, referente a valores a devolver aos consumidores faturados originalmente sem o respectivo desconto datarifa social.

Contribuição de iluminação pública

Adicionalmente, a regulamentação prevê o direito da Companhia em reaver esses ressarcimentos aos consumidores, a título de subvençãoeconômica, líquidos dos referidos impostos e deduções previstas.

Modicidade tarifária - baixa renda

A Companhia possui um saldo a receber em 31 de dezembro de 2017 de R$8.055 (R$8.055 em 31 de dezembro de 2016), que se realizará à medidaem que as devoluções aos consumidores forem efetuadas bem como validadas pela ARSESP e homologadas pela ANEEL.

A restituição aos consumidores passou a ser efetuada a partir do faturamento de março de 2009, tendo sido restituído até 31 de dezembro de 2017 omontante de R$19.443 (R$19.394 em 31 de dezembro de 2016). O saldo a restituir aos consumidores em 31 de dezembro de 2017, de unidadesconsumidoras ativas e inativas, é de R$10.312 (R$10.361 em 31 de dezembro de 2016).Como as restituições são realizadas mediante compensação nos faturamentos mensais, para os casos de unidades consumidoras inativas, sãoexigidas medidas da Companhia com vistas a identificar a nova localização do cliente para efetuar a devolução.

Refere-se à Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública - CIP que tem por finalidade os serviços de projeto, implantação, expansão,operação e manutenção das instalações de iluminação pública. É cobrada dos consumidores, em conformidade com o estabelecido por lei municipal,arrecadada pelas distribuidoras e repassadas mensalmente às Prefeituras, conforme previsto no artigo 149-A da Constituição Federal.

Refere-se a recursos derivados da Reserva para reversão e amortização, constituída até 31 de dezembro de 1971 nos termos do regulamento doServiço Público de Energia Elétrica - SPEE (Decreto Federal nº 41.019/57), aplicado pela Companhia na expansão do SPEE. Sobre o fundo parareversão, são cobrados juros de 5% a.a. sobre o valor da reserva, pagos mensalmente. Sua eventual liquidação ocorrerá de acordo comdeterminações do Poder Concedente.

Os ativos imobilizados e intangíveis são contabilizados pelo custo de aquisição e/ou construção acrescidos de impostos não recuperáveis sobre ascompras e quaisquer custos diretamente atribuíveis para colocar o ativo no local e condição necessária para o funcionamento, deduzidos dadepreciação/amortização acumulada. Os valores são acrescidos da parcela de reavaliação de ativo homologado pela ANEEL por meio do laudo deavaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR.

O valor residual é determinado considerando a premissa de existência de indenização de parcela não amortizada de bens pela taxa dedepreciação/amortização regulatória e o prazo de vigência da concessão. O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir em eventuaisprocessos de revisão das taxas de depreciação/amortização regulatória.

O valor contábil dos bens substituídos é baixado, sendo que os gastos com reparos e manutenções são integralmente registrados em contrapartidaao resultado do exercício.

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os ativos de infraestrutura utilizados na distribuição são vinculados a esses serviços, nãopodendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. O atonormativo que regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concede autorização prévia paradesvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto das alienação seja depositado emconta bancária vinculada para aplicação na concessão.

A Resolução ANEEL nº 691/15, regulamenta a desvinculação dos ativos vinculados à concessões do Serviço Público de Energia Elétrica,concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à doação de interesse social ou alienação,determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

A base para o cálculo da depreciação e amortização é o valor depreciável (custo de aquisição, subtraídos do valor residual) do ativo. A depreciação ea amortização são reconhecidas no resultado baseando-se no método linear de acordo com a vida útil de cada unidade de adição e retirada, já queesse método é o que melhor reflete o padrão de consumo de benefícios econômicos futuros incorporados no ativo. As taxas de depreciação eamortização utilizadas estão previstas na tabela XVI do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE aprovadas pela ResoluçãoNormativa n°674 de 11 de agosto de 2015.

Reserva para reversão e amortização

Bens e Direitos para Uso Futuro

Não circulante

Propriedades para investimento

Não circulante

Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Ser viço Público de Energia Elétrica

Imobilizado, Intangível e Obrigações Vinculadas à C oncessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Também fazem parte do custo do imobilizado e intangível os juros relativos aos empréstimos e financiamentos obtidos de terceiros, capitalizadosdurante a sua fase de construção, deduzidos das receitas financeiras dos recursos de terceiros não aplicados.A taxa média mensal aplicada noexercício para determinar o montante dos encargos financeiros passíveis de capitalização foi de 1,7629%, que representa a taxa efetiva doempréstimo conforme regras previstas do PRORET submódulo 2.4. e Resolução Normativa ANEEL nº 648/15.

O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado e intangível é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldocontábil do ativo e é reconhecido no resultado do exercício.

A reavaliação compulsória foi estabelecida pela ANEEL. A reserva de reavaliação é realizada proporcionalmente à depreciação, baixa ou alienaçãodos respectivos bens reavaliados, mediante a transferência da parcela realizada para lucros acumulados líquida dos efeitos de imposto de renda econtribuição social. Para fins da contabilidade societária, a Lei 11.638/07 permitiu a manutenção dos saldos de reservas de reavaliação existentesem 31 de dezembro de 2007 até a sua efetiva realização. A reavaliação foi atualizada em dezembro de 2015 de acordo com os montanteshomologados pela ANEEL constantes na Nota Técnica nº 273/2015-SGT/ANEEL, de 16 de outubro de 2015.


31/12/2016

Taxas anuais médias de

depreciação e amortização

(%) Bruto

Depreciação e Amortização Acumulada

Valor Líquido

Valor Líquido

Em serviço

Distribuição 4,50 0,00 0,00 0,00

Custo Histórico 0,00 3.195.747 (1.476.780) 1.718.967 1.599.385 Reavaliação 0,00 2.287.259 (1.685.112) 602.147 659.548

Total Distribuição 0,00 5.483.006 (3.161.892) 2.321.114 2.258.933

Administração 17,20 0,00 0,00 0,00

Custo Histórico 0,00 124.687 (95.930) 28.757 23.077 Reavaliação 0,00 42.760 (41.865) 895 135

Total Administração 0,00 167.447 (137.795) 29.652 23.212

Total em serviço 0,00 5.650.453 (3.299.687) 2.350.766 2.282.145

Em curso 0,00 0,00 0,00 0,00

Distribuição 0,00 184.714 0,00 184.714 157.268

Administração 0,00 33.010 0,00 33.010 23.230

Total em curso 217.724 - 217.724 180.498

Total Imobilizado e Intangível 5.868.177 (3.299.687) 2.568.490 2.462.643

A composição do imobilizado e intangível é como segue:

A Companhia procede a testes de redução ao valor recuperável, para os ativos de infraestrutura da concessão, anualmente ou sempre que eventosou circunstâncias indiquem que o valor contábil excede o valor recuperável, sendo a diferença, caso exista, reconhecida no Resultado. Para oexercício findo em 31 de dezembro de 2017 não houve indicação, seja por meio de fontes externas de informação ou fontes internas, de que algumativo tenha sofrido desvalorização. Dessa forma, no exercício citado, a Administração julga que o valor contábil líquido registrado dos ativos érecuperável e, portanto, não houve necessidade de registro de provisão para redução ao valor recuperável.

31/12/2017


18.1

18.1.1

Saldo Bruto em

31/12/2016 Adições (A) Baixas (B)Transferên-

cias (C)

Saldo Bruto em

31/12/2017

Adições Líquidas

(A)+(B)+(C)Depreciação Acumulada

Saldo Líquido em 31/12/2017

Saldo Líquido em 31/12/2016

Obrigações Especiais

BrutasAmortização Acumulada

Obrigações Especiais Líquidas

124.616 0,00 0,00 0,00 124.616 0,00 0,00 124.616 124.616 0,00 0,00 0,00

79.297 0,00 0,00 2.700 81.997 2.700 (63.412) 18.585 17.777 0,00 0,00 0,00

4.823.516 0,00 (82.089) 245.908 4.987.335 163.819 (2.861.891) 2.125.444 2.060.437 0,00 0,00 0,00

53.424 0,00 (4.269) 2.744 51.899 (1.525) (37.503) 14.396 15.525 0,00 0,00 0,00

15.191 0,00 (111) (1.315) 13.765 (1.426) (9.609) 4.156 5.866 0,00 0,00 0,00

- 0,00 - - - - - - - (673.110) 200.674 (472.436)

5.096.044 - (86.469) 250.037 5.259.612 163.568 (2.972.415) 2.287.197 2.224.221 (673.110) 200.674 (472.436)

0

191 0,00 0,00 0,00 191 0,00 0,00 191 191 0,00 0,00 0,00

1.968 0,00 0,00 6 1.974 6 (883) 1.091 1.137 0,00 0,00 0,00

32.354 0,00 0,00 4.116 36.470 4.116 (25.531) 10.939 8.845 0,00 0,00 0,00

4.543 0,00 (635) - 3.908 (635) (3.760) 148 187 0,00 0,00 0,00

8.112 0,00 (23) 1.498 9.587 1.475 (6.547) 3.040 1.897 0,00 0,00 0,00Total AdministraçãoTotal Administração1 47.168 - (658) 5.620 52.130 4.962 (36.721) 15.409 12.257 - - - Total Ativo Imobilizado em Serviço 5.143.212 - (87.127) 255.657 5.311.742 168.530 (3.009.136) 2.302.606 2.236.478 (673.110) 200.674 (472.436)

0 Saldo Bruto em Adições (A) Baixas (B)

Transferências (C)

Saldo Bruto em

Adições Líquidas

Depreciação Acumulada

Saldo Líquido em

Saldo Líquido em


Amortização Acumulada


100.379 154.883 (524) (123.543) 131.195 30.816 0,00 131.195 100.379 0,00 0,00 0,00

56.070 129.809 (1.038) (132.445) 52.396 (3.674) 0,00 52.396 56.070 (33.764) 0,00 (33.764)

156.449 284.692 (1.562) (255.988) 183.591 27.142 - 183.591 156.449 (33.764) - (33.764)

3.639 3.376 0,00 (3.306) 3.709 70 0,00 3.709 3.639 0,00 0,00 0,00

3.776 5.313 (67) (2.204) 6.818 3.042 0,00 6.818 3.776 0,00 0,00 0,00

7.415 8.689 (67) (5.510) 10.527 3.112 - 10.527 7.415 - - -

163.864 293.381 (1.629) (261.498) 194.118 30.254 - 194.118 163.864 (33.764) - (33.764)

5.307.076 293.381 (88.756) (5.841) 5.505.860 198.784 (3.009.136) 2.496.724 2.400.342 (706.874) 200.674 (506.200)

Veículos

Móveis e utensílios

Distribuição

Terrenos

Edificações, obras civis e benfeitorias

Máquinas e equipamentos

Veículos


Outros

Total Distribuição

Administração

Terrenos


DistribuiçãoAtivo Imobilizado em Curso

Imobilizado

Total do Ativo Imobilizado em Curso

Total do Ativo Imobilizado

Administração


Outros

Total Administração


Outros


Composição e movimentação do Imobilizado

Ativo Imobilizado em Serviço



18.1.2 Máquinas e Equipamentos

Valor Bruto em

31/12/2016 Baixas (A)Transferên-

cias (B)

Valor Bruto em

31/12/2017

Adições Líquidas (A)

+ (B)AIS Bruto

Transformador de Distribuição 528.294 (10.693) 31.424 549.025 20.731 Medidor 415.102 (32.605) 40.779 423.276 8.174

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 2.470.881 (24.769) 139.564 2.585.676 114.795

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 492.103 (2.133) 6.279 496.249 4.146

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 766.146 (11.717) 25.543 779.972 13.826

Demais Máquinas e Equipamentos 150.990 (172) 2.319 153.137 2.147

4.823.516 (82.089) 245.908 4.987.335 163.819

18.1.3

Material / Equipamen-

tos Serviços de

Terceiros Mão de

Obra Própria

Juros Capitaliza-

dos Outros Gastos Total

Terrenos 6 216 71 5 4.481 4.779

829 11.699 0,00 227 8 12.763

49.769 90.619 12.794 3.664 1.413 158.259

2.339 1.847 0,00 0,00 0,00 4.186

(3.079) 741 0,00 40 567 (1.731)

112.322 0,00 0,00 0,00 0,00 112.322 Outros 2.806 0,00 0,00 0,00 (3) 2.803

164.992 105.122 12.865 3.936 6.466 293.381

18.1.4 Taxas de depreciação

Taxas anuais de

depreciação (%)

Distribuição 0,00Barra de capacitores 6,47%Chave de distribuição 6,51%Condutor do sistema 3,56%Estrutura do sistema 3,54%Regulador de tensão 4,35%Transformador 4,00%

0,00

Administração central 0,00Edificações, obras civis e benfeitorias 3,33%Máquinas e equipamentos 12,27%Veículos 14,29%Móveis e utensílios 6,25%

0,00

Os investimentos da Companhia no exercício de 2017 seguem a estratégia de fortalecer sua base de ativos e os indicadores de qualidade. Osprincipais investimentos ocorridos são: (i) a construção de 17 novos alimentadores (R$13.828); (ii) duas novas linhas de distribuiçãodenominadas LD Mogi – Suzano com 16 Km de extensão e LD Aparecida - Santa Cabeça com 10,5 KM de extensão (R$32.022); (iii)construção de quatro novas subestações denominadas Colorado, Amazonas, Ussú e Mirim, com potência respectivamente de 40, 20, 20 e 10MVA (R$22.566); e (iv) ampliação das subestações Cesar de Souza e Vila Hermínia (R$7.949).



Transformação, Fabricação e Reparo de Materiais

Material de Depósito


A composição da rubrica de Máquinas e Equipamentos da Atividade de Distribuição está apresentada como segue:

Distribuição - Máquinas e Equipamentos

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, está apresentada como segue:

Adições do Ativo Imobilizado em Curso

Adições - Ativo Imobilizado em Curso

As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL n°674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:


18.2

18.2.1

Valor Bruto em

31/12/2016 Adições (A) Baixas (B)Transferên-

cias ( C)

Valor Bruto em

31/12/2017

Adições Líquidas

(A)+(B)+( C)

Amortiza- ção

Acumulada

Valor Líquido em 31/12/2017

Valor Líquido em 31/12/2016

Servidão 21.004 0,00 0,00 5.108 26.112 5.108 0,00 26.112 21.004

Softwares 198.094 0,00 (9) (786) 197.299 (795) (189.494) 7.805 13.708

219.098 - (9) 4.322 223.411 4.313 (189.494) 33.917 34.712

Softwares 106.309 0,00 (20) 9.031 115.320 9.011 (101.077) 14.243 10.955

106.309 - (20) 9.031 115.320 9.011 (101.077) 14.243 10.955

325.407 - (29) 13.353 338.731 13.324 (290.571) 48.160 45.667

Outros 819 481 7 (184) 1.123 304 0,00 1.123 819

819 481 7 (184) 1.123 304 - 1.123 819

Outros 15.815 13.966 0,00 (7.298) 22.483 6.668 0,00 22.483 15.815

15.815 13.966 - (7.298) 22.483 6.668 - 22.483 15.815

460.584 0,00 0,00 0,00 460.584 0,00 (174.368) 286.216 192.764

(460.584) 0,00 0,00 0,00 (460.584) 0,00 174.368 (286.216) (192.764)

- - - - - - - - -

16.634 14.447 7 (7.482) 23.606 6.972 - 23.606 16.634

342.041 14.447 (22) 5.871 362.337 20.296 (290.571) 71.766 62.301

18.2.1.1

18.2.2

Material / Equipamen-

tos Serviços de

Terceiros Mão de

Obra Própria

Juros Capitaliza-

dos Outros Gastos Total

Softwares 244 10.580 2.576 0,00 741 14.141 Outros 11 87 501 20 (313) 306 Total das Adições 255 10.667 3.077 20 428 14.447

18.3 Obrigações vinculadas à concessão do serviço pú blico de energia elétrica

Essas obrigações são acrescidas do valor de reavaliação homologado pela ANEEL por meio do laudo de avaliação da Base de RemuneraçãoRegulatória conforme Nota Técnica nº 273/2015-SGT/ANEEL, de 16 de outubro de 2015. É amortizada pela taxa média de depreciação dosativos correspondentes a essas obrigações, conforme legislação vigente.

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípiose dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas ainvestimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição.

Ágio na incorporação de sociedade controladora (Nota 18.2.1.1)(-) Provisão para manutenção de dividendos

Composição e movimentação do Intangível

Atividades não vinculadas à concessão


Total Ativo Intangível em Serviço

Ativo Intangível em Curso

Administração

Administração

Distribuição




Intangível

Ativo Intangível em Serviço

Total Ativo Intangível em Curso

Total Intangível

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, está apresentada como segue:

Adições do Ativo Intangível em Curso

Ágio - Incorporação de sociedade controladora

Refere-se à parcela cindida do ágio incorporado decorrente da aquisição de ações, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVMnº 319/99 e nº 349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultadosfuturos e o prazo de concessão da Companhia, consequentemente foi reconhecido um Crédito fiscal (Nota 10.2.1.3).

Adições

A constituição da provisão para manutenção dos dividendos visa ajustar o valor do ágio pago ao valor do benefício fiscal esperado por suaamortização e, consequentemente, ajustar o fluxo de dividendos futuros da Companhia, para que este não seja afetado negativamente peladespesa incorrida na amortização contábil do ágio.

A provisão tem o objetivo de reduzir o valor do ágio ao seu montante líquido (representativo do efetivo benefício fiscal), parcela que possuisubstância econômica que lhe permite ser considerada um ativo da Companhia em contrapartida da Reserva Especial de Ágio, no Patrimôniolíquido (Nota 27.3).


18.3.1 Depreciação -

Taxa Média Anual

Custo Histórico Reavaliação Total

Em serviço

Participação Financeira do Consumidor 0 120.972 194.155 315.127

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 0 126.110 58.840 184.950

Pesquisa e Desenvolvimento 0 8.533 9.846 18.379

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica 0 1.317 1.518 2.835

0 0 0

0 42.293 3.970 46.263

Excedente de reativos 0 82.572 7.750 90.322

Outros 0 3.515 11.719 15.234

385.312 287.798 673.110

3,77% (61.262) (51.622) (112.884)

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 5,40% (31.623) (24.795) (56.418)

Pesquisa e Desenvolvimento 3,82% (3.462) (4.451) (7.913)

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica 3,75% (499) (521) (1.020)

Outros 5,13% (20.928) (1.511) (22.439)

(117.774) (82.900) (200.674)

Em curso

Participação Financeira do Consumidor 0 8.445 0 8.445

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 0 12.788 0 12.788

Outros 0 12.531 0 12.531

33.764 - 33.764

Total 301.302 204.898 506.200

18.3.2Saldo em 31/12/2016 Adições

Transferên-cias

Saldo em 31/12/2017

Obrigações Especiais do AIS Bruto - Em serviçoParticipação Financeira do Consumidor 311.969 0 3.158 315.127

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 174.362 0 10.588 184.950

Pesquisa e Desenvolvimento 20.295 0 (1.916) 18.379

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica (15.616) 0 18.451 2.835

Outros 0 0 0 -

Ultrapassagem de Demanda 46.263 0 0 46.263

Excedente de reativos 90.322 0 0 90.322

Outros 15.234 0 0 15.234

642.829 - 30.281 673.110

Participação Financeira do Consumidor (100.998) (11.886) 0 (112.884)

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido (46.481) (9.937) 0 (56.418)

Pesquisa e Desenvolvimento (7.224) (689) 0 (7.913)

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica (911) (109) 0 (1.020)

(14.819) (7.620) 0 (22.439)

(170.433) (30.241) - (200.674)

Em cursoParticipação Financeira do Consumidor 8.175 3.428 (3.158) 8.445

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 12.788 15.944 (15.941) 12.791

Outros 8.990 14.720 (11.182) 12.528

29.953 34.092 (30.281) 33.764

Total 502.349 3.851 - 506.200

19 Não

Circulante Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017

Suprimento de energia elétrica 19.1 263.386 219.189 0,00

Energia livre 19.2 54.443 49.534 0,00

Encargos de uso da rede elétrica 19.3 74.569 24.815 0,00

Operações CCEE 19.4 123.725 15.141 0,00

Materiais e serviços 58.884 64.470 0,00

Total 575.007 373.149 -

19.1

19.2

A Energia livre refere-se a valores a pagar a geradoras de energia elétrica referente as perdas ocorridas no período de racionamento deenergia entre junho de 2001 a fevereiro de 2002, no qual ocorreu a comercialização de energia elétrica que não estava contratada. ACompanhia passou a efetuar a restituição aos geradores a partir de fevereiro de 2003, com base nas regulamentações existentes à época.

A ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 387/09, alterou a metodologia de amortização dos saldos de Perda de Receita e Energia Livrepassando a iniciar concomitantemente a partir de janeiro de 2002, limitada ao prazo máximo definido na Resolução ANEEL nº 1/04.No Despacho ANEEL nº 2.517/10, foi divulgado o valor a ser liquidado entre os agentes de distribuição e geração, atualizados pela taxa SELICmensal. Tal liquidação deveria ter ocorrido até 30 de setembro de 2010. Com o objetivo de suspender o referido ato, a Associação Brasileira deDistribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE, representando as distribuidoras do país, dentre elas a Companhia, impetrou Mandado deSegurança (Processo nº 91.2010.4.01.3400 - 15ª Vara Federal do Distrito Federal) com pedido de liminar que foi concedido.

(-) Amortização Acumulada

Composição

Movimentação

Outros

Ultrapassagem de Demanda

Participação Financeira do Consumidor

(-) Amortização Acumulada

Outros

O aumento nos valores a pagar referentes a Suprimento de energia elétrica em 31 de dezembro de 2017 decorre, principalmente, do aumentodo despacho termoelétrico pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, que aumenta o pagamento da parcela variável dos contratos deprodução de energia por disponibilidade.

Fornecedores

Circulante

São reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, sãomedidos pelo custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, quando aplicável.Suprimento de energia elétrica

Energia livre

Em 9 de maio de 2013, porém, foi proferida sentença julgando extinto o feito, sem resolução de mérito, pela inadequação da via eleita(Mandado de Segurança). Entretanto, os pagamentos por parte da Companhia permanecem suspensos, tendo em vista a interposição derecurso de apelação contra a referida sentença, à qual foi atribuída efeito suspensivo (suspensos, portanto, os efeitos da sentençadesfavorável às distribuidoras).


19.3

19.4

O passivo é atualizado mensalmente pela variação da taxa SELIC, tendo sido registrado no exercício de 2017 o valor de R$4.909 (R$6.113 em2016) em contrapartida a despesa financeira.

O saldo refere-se às transações de energia comercializada e encargos no âmbito da CCEE. Do saldo em 31 de dezembro de 2017, destaca-seos seguintes montantes: (i) R$60.503 referem-se às faturas a liquidar dos meses de novembro e dezembro de 2017 que foram impactadas peloelevado repasse de risco hidrológico associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física, à usina de Itaipu e àsusinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR e que firmaram o termo de repactuação do riscohidrológico; e (ii) R$76.676 refere-se a provisão dos montantes a devolver à CCEE decorrentes das reduções contratuais de compra de energiarealizados junto às geradoras, no âmbito da Resolução ANEEL nº 693/15, visando a redução da sobrecontratação da Companhia, cuja a CCEEainda não processou os novos montantes relativos à terceira etapa do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD.

Operações CCEE

Encargos de uso da rede elétrica

A variação do exercício é decorrente do aumento do repasse dos encargos de uso da rede elétrica relativos à indenização das transmissoras,conforme mencionado na nota 36 O montante adicional que está sendo repassado às transmissoras é decorrente do processo de reduçãotarifária de 20%, ocorrida no ano de 2013, onde as empresas de transmissão, mediante negociação com o Governo Federal, concordaram quedeixariam de ser remuneradas por meio da tarifa, recebendo em troca uma indenização. Como esta indenização não foi efetivada peloGoverno Federal, os referidos custos foram incluídos no processo tarifário das distribuidoras, tendo a Companhia apresentado o reflexo nosvalores a pagar de encargos de uso da rede elétrica.

Por oportuno, importante salientar que as distribuidoras, paralelamente, ajuizaram ação ordinária com o mesmo objetivo do Mandado deSegurança, porém tal demanda também foi extinta, sob o argumento de que já havia outro feito com as mesmas partes, mesmo pedido emesmos fundamentos de fato e de direito (litispendência). Em face de tal decisão, também foi interposto recurso de Apelação ao TribunalRegional Federal da 1ª Região, o qual pende de julgamento.


2020.1

Instituição / CredorJuros de

Curto PrazoPrincipal

Curto PrazoPrincipal + Juros LP Saldo Total

Adimplente?

Data Captação / Repactuação

Tipo de Garantia

Indexador ou Juros Spread % a.a.

Data Próximo Pgto Juros

Frequência Pgto Juros

Data Próxima Amortização

Vencimento Final

Frequência de Amortiz.

Sistemática Amortização 2019 2020 2021 2022 2023+ Total Finalidade Covenants Observações

Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira

Citibank N.A. - Cédula de Crédito Bancário

196 33.722 33.721 67.639 Sim 01/09/2015 Nota

Promissória US$ Libor Libor 3M + 1,84% a.a. 04/03/2018 Trimestral 04/09/2018 04/09/2019 Anual Outros 33.721 0,00 0,00 0,00 0,00 33.721

Alongamento da dívida e financiamento de

capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA

Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

Dois pagamentos de 50% sendo o

primeiro em 2018 e o segundo em 2019

Citibank N.A. - Swap 229 0,00 6.499 6.728 Sim 01/09/2015 0,00 US$ Libor /

CDI

Swap Libor 3M + 1,84% a.a. para CDI + 1,20%

a.a. 04/03/2018 Trimestral 04/09/2018 04/09/2019 Anual Outros 6.499 0,00 0,00 0,00 0,00 6.499

Programa Reluz - Município de

Guaratinguetá/SP 0,00

Dois pagamentos de 50% sendo o

primeiro em 2018 e o segundo em 2019

TOTAL 425 33.722 40.220 74.367 40.220 - - - - 40.220

Financ. / Emprést. Moeda Nacional

Banco Citibank - Cédula de Câmbio 1.027 75.000 75.000 151.027 Sim 29/05/2015 Nota

Promissória CDI

85% do CDI + 1,19% a.a.

05/03/2018 Trimestral 28/05/2018 29/05/2019 Anual SAC 75.000 0,00 0,00 0,00 0,00 75.000 Programa de

investimentos de 2013 a 2015


Ajustado(ii) menor ou igual a 3,5.

Indexador pré-fixado

Eletrobras LPT - ECFS 184/07 0,00 1.423 1.095 2.518 Sim 25/06/2007

a. Notas Promissórias;b. Garantia em

recebíveis.

Outro, especificar em

obs.

5% a.a. + 1% a.a (tx.adm.)

30/01/2018 Mensal 30/01/2018 30/10/2019 Mensal SAC 1.095 0,00 0,00 0,00 0,00 1.095 0,00 0,00 Indexador pré-

fixado

BNDES - BB/CALC 27 4.835 2.417 7.279 Sim 29/01/2009

a. Garantia Corporativa da EDP Energias

do Brasil; b. Depósito caucionado.

TJLP 4,5% a.a. e de 1,81% a

3,32% a.a. acima da TJLP

15/01/2018 Mensal 15/01/2018 17/06/2019 Mensal SAC 2.417 0,00 0,00 0,00 0,00 2.417 Programa de

investimentos no triênio de 2016 a 2018

Dívida líquida em relação ao EBITDA


0,00

BNDES - FINEM 4.704 40.146 176.772 221.622 Sim 28/12/2014

a. Depósitos caucionados;

b. Fiança Corporativa da EDP Energias

do Brasil.

TJLP, IPCA, TR

TJLP a TJLP + 3,05% a.a., IPCA + TR(iii) + 3,05% a.a., e Pré de

6,00% a.a.

15/01/2018 Anual 15/01/2018 16/12/2024 Mensal SAC 40.145 40.146 40.146 33.569 22.766 176.772 0,00 0,00 0,00

(-) Custo de transação 0,00 (210) (616) (826) 0,00 28/12/2014 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 16/12/2024 0,00 0,00 (194) (179) (163) (70) (10) (616)

Programas de investimentos nos

segmentos de geração, distribuição e

transmissão de energia elétrica.



0,00

Notas Promissórias (4ª emissão) 0,00 0,00 134.962 134.962 Sim 19/07/2017 0,00 CDI 107,5% do CDI 19/07/2019 Parcela única 19/07/2019 19/07/2019 Parcela única SAC 134.962 0,00 0,00 0,00 0,00 134.962 0,00 0,00 0,00

(-) Custo de transação 0,00 0,00 (68) (68) 0,00 19/07/2017 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 19/07/2019 0,00 0,00 (68) 0,00 0,00 0,00 0,00 (68) Programa de

investimentos de 2013 a 2015



0,00

BNDES - FINEM / Nº 17.2.0295.1 904 0,00 122.190 123.094 Sim 05/09/2017

a. Cessão fiduciária de no

mínimo 130% do valor do saldo

devedor;b. Garantia

Corporativa da EDP Energias

do Brasil.

TJLP, IPCA TJLP + 2,96% a.a. IPCA + 3,23% a.a.

15/02/2018 Anual 17/06/2019 15/06/2025 Mensal SAC 7.471 20.366 20.367 20.366 53.620 122.190 Programa de

investimentos no triênio de 2016 a 2018

Dívida líquida em relação ao EBITDA


0,00

(-) Custo de transação 0,00 0,00 (3.378) (3.378) 0,00 05/09/2017 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15/06/2025 0,00 0,00 (1.423) (623) (505) (385) (442) (3.378) 0,00 0,00 0,00

Total 6.662 121.194 508.374 636.230 259.405 59.710 59.845 53.480 75.934 508.374

Debêntures

Debêntures 5º emissão 1.475 72.000 36.000 109.475 Sim 30/04/2014 0,00 CDI CDI + 1,39% a.a. 27/04/2018 Semestral 27/04/2018 30/04/2019 Mensal SAC 36.000 0,00 0,00 0,00 0,00 36.000 Alongamento da dívida

e financiamento de capital de giro.

0,00 0,00

(-) Custos de emissão 0,00 (262) (40) (302) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (40) 0,00 0,00 0,00 0,00 (40) 0,00 0,00 0,00

Debêntures 7º emissão 2.569 0,00 150.000 152.569 Sim 07/04/2017 0,00 CDI 108,75% do CDI a.a. 06/04/2018 Semestral 07/04/2020 07/04/2022 Mensal SAC 0,00 60.000 60.000 30.000 0,00 150.000 Refinanciar e alongar o prazo médio da dívida

e capital de giro. 0,00 0,00

(-) Custos de emissão 0,00 0,00 (858) (858) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (733) (112) (13) 0,00 (858) 0,00 0,00 0,00

Debêntures 8º emissão 57 0,00 100.000 100.057 Sim 20/12/2017 0,00 CDI 107,50% do CDI a.a. 19/07/2018 Semestral 17/01/2020 20/01/2022 Mensal SAC 0,00 50.000 50.000 0,00 0,00 100.000 Refinanciar e alongar o prazo médio da dívida

e capital de giro. 0,00 0,00

(-) Custos de emissão 0,00 (457) (726) (1.183) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (707) (19) 0,00 0,00 (726) 0,00 0,00 0,00

4.101 71.281 284.376 359.758 35.960 108.560 109.869 29.987 - 284.376

11.188 226.197 832.970 1.070.355 335.585 168.270 169.714 83.467 75.934 832.970

Empréstimos, Financiamentos e Debêntures

Os empréstimos, financiamentos e debêntures são demonstrados pelo valor líquido pelos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva. O empréstimo em moeda estrangera e o respectivo Swap estão mensurados a valorde mercado.

Cronograma de Amortização de Principal e Juros de L ongo Prazo

(i) O EBITDA Ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA, sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais”;

Composição do saldo de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures

(ii) O EBITDA Ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA, sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais” e com outras rubricas não operacionais que tenham efeito no caixa; e


20.220.2.1

Circulante

Principal 72.000 0,00 (172.650) 650 172.000 0,00 72.000

Juros 6.442 0,00 (41.913) 39.572 0,00 0,00 4.101

Custo de transação - (457) 0,00 0,00 (1.806) 1.544 (719)

78.442 (457) (214.563) 40.222 170.194 1.544 75.382

Não circulante

Principal 208.000 250.000 0,00 0,00 (172.000) 0,00 286.000

Custo de transação (1.653) (1.777) 0,00 0,00 1.806 0,00 (1.624)

206.347 248.223 - - (170.194) - 284.376

20.2.2

CirculantePrincipal 54.079 0,00 (54.574) 0,00 152.967 213 0,00 2.441 155.126 Juros 20.085 0,00 (54.197) 40.604 0,00 0,00 0,00 366 6.858

- 0,00 0,00 0,00 (544) 0,00 334 0,00 (210)

638 0,00 (6.187) 5.783 0,00 0,00 0,00 (5) 229 74.802 - (114.958) 46.387 152.423 213 334 2.802 162.003

Não circulante

Principal 440.522 252.708 0,00 0,00 (152.967) (1.218) 0,00 2.150 541.195 Juros - 0,00 0,00 4.962 0,00 0,00 0,00 0,00 4.962

(318) (4.288) 0,00 0,00 544 0,00 0,00 0,00 (4.062)

9.284 0,00 0,00 0,00 0,00 (1.795) 0,00 (990) 6.499 449.488 248.420 - 4.962 (152.423) (3.013) - 1.160 548.594

Amortização do custo de transação

Variação monetária e

cambial

Custo de transação

Custo de transação

(i) decretação de falência da Emissora, pedido de recuperação judicial ou extrajudicial ou autofalência formulado pela Emissora;

(ii) se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sidorequerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial,independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente;

(iii) perda da concessão para distribuição de energia elétrica; e

(iv) descumprimento pela Emissora da manutenção do índice financeiro de relação Dívida Bruta/EBITDA Ajustado, não superior a 3,5 nadata de apuração, que é 31 de dezembro de cada ano.

• Específicas para a 5ª emissão:(i) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária referente ao principal e/ou à Remuneração das Debêntures, nãosanada em 5 dias úteis contados do recebimento, pela Emissora, de notificação para pagamento enviada pelo Agente Fiduciário;(ii) protesto cambiário contra a Emissora que não tenha sido contestado de má fé em valor individual igual ou superior a R$75.000 e/ou nãosanado em 30 dias, contados da sua intimação; e

(iii) recebimento de notificação, pela Emissora, de sentença final transitada em julgado de natureza condenatória em ação judicial cujo valor,individualmente, seja superior a R$75.000, desde que tal sentença possa colocar em risco o fiel cumprimento das obrigações assumidaspela Emissora.• Específicas para a 7ª emissão:(i) celebração de contratos de mútuo pela Emissora, na qualidade de mutuante, sem prévia e expressa anuência dos Debenturistas querepresentem, no mínimo, 2/3 das Debêntures em Circulação, com quaisquer sociedades nacionais ou estrangeiras, integrantes do seu grupo econômico, em valor individual ou agregado superior a R$100.000, ou o seu equivalente em outras moedas;

(ii) falta de pagamento, pela Emissora de qualquer obrigação pecuniária relativa às Debêntures e/ou à Escritura de Emissão na respectivadata de pagamento prevista na Escritura, não sanado no prazo de 2 dias úteis contados da data do respectivo vencimento;(iii) protesto de títulos contra a Emissora, cujo valor individual ou global ultrapasse R$75.000 ou o seu equivalente em outras moedas, salvose no prazo de 10 dias contados do conhecimento pela Emissora de referido protesto a Emissora tiver tomado medidas cabíveis ecomprovado ao Agente Fiduciário que: a) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro ou era ilegítimo; b) o protesto seja cancelado,ou, ainda, c) o protesto tenha a sua exigibilidade suspensa por medida judicial cabível; e(iv) se a EDP - Energias do Brasil deixar de ser a controladora da Emissora, exceto se a operação tiver sido previamente aprovada pelosDebenturistas representando, no mínimo, 2/3 das Debêntures em circulação.

• Específicas para a 8ª emissão:(i) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela Emissora no prazo legal; (ii) transformação da Emissora em sociedade limitada; e

(iii) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Emissora estiver em descumprimento com qualquer obrigaçãopecuniária prevista na Escritura de Emissão, no Contrato de Distribuição e/ou nos demais documentos da Oferta.• Específicas para a 7ª e 8ª emissão:(i) declaração de vencimento antecipado de qualquer obrigação pecuniária da Emissora no mercado local ou internacional, nos termos deum ou mais instrumentos financeiros, em montante superior a R$75.000 ou seu equivalente em outras moedas.

Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia encontra-se em pleno atendimento de todas as cláusulas restritivas previstas nos contratos dedebêntures.

Movimentação no exercício

Amortiza-ção do

custo de transação

Juros provisiona-

dosPagamen-

tosIngressosTransferên-

cias

Saldo em 31/12/2017

Saldo em 31/12/2016 Ingressos Pagamentos

Juros provisio-

nadosTransferên-

cias

Swap

Debêntures

Empréstimos e financiamentos

Swap

Saldo em 31/12/2016

Saldo em 31/12/2017

Ajuste a valor de mercado

As emissões de Debêntures feitas pela Companhia não são conversíveis em ações e foram emitidas de acordo com a Instrução CVM nº476/09, ou seja, referem-se a ofertas públicas distribuídas com esforços restritos.

As principais cláusulas dos contratos prevendo rescisão estão descritas abaixo. A totalidade das cláusulas pode ser consultada nasescrituras das respectivas emissões.

• Para todas as emissões:


20.3

Data início VencimentoCusto Ponta

AtivaCusto Ponta

PassivaValor

Contratado Fair ValueAtrelado às Dívidas ?

04/09/2015 04/09/2019 6.478 250 75.000 6.728 Sim

75.000 6.728

21

31/12/2017 31/12/2016Folha de pagamento 3.135 2.627

Provisão férias 9.091 9.711

Provisão PLR 12.300 11.949

Programa de Demissão Voluntária 2.615 1.148

Total 27.141 25.435

22

Não circulante

Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016

PSAP Bandeirante 22.1.1.1 7.948 0,00 19.447 0,00

Contribuição definida 22.1.2 0,00 1.016 0,00 0,00

7.948 1.016 19.447 -

22.1

22.1.1

22.1.1.1

Circulante

(ii) Plano PSAP Bandeirante – Grupos de Custeio BD e CV:• Grupo de Custeio BD - vigente após 31 de março de 1998: Plano do tipo Benefício definido, que concede renda vitalícia reversível empensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real,referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo otempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passadoacumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano, apuradas pelo atuário daEnerPrev, é paritária entre a Companhia e os participantes. • Grupo de Custeio CV: Implantado junto com a modalidade BD vigente após 31 de março de 1998 que, até a concessão da renda (vitalíciaou financeira), reversível (ou não) em pensão, é do tipo Contribuição variável, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para aCompanhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipoBenefício definido e, portanto, passa a gerar responsabilidade atuarial à Companhia. O participante pode escolher também a opção derenda financeira, não gerando, neste caso, responsabilidade atuarial para a Companhia. A Companhia contribuiu para este plano noexercício o montante de R$2.889 (R$1.471 em 2016).

Uma série de premissas podem ter sua realização diferente do calculado na avaliação atuarial devido a fatores como mudanças naspremissas econômicas ou demográficas e mudanças nas disposições dos planos ou da legislação aplicável a planos de previdência.As obrigações dos planos são calculadas usando uma taxa de desconto que é estabelecida com base na rentabilidade de títulos do governodo tipo NTN-B. Desta forma, caso a rentabilidade dos ativos dos planos seja diferente da rentabilidade da NTN-B, haverá um ganho ouperda atuarial aumentando ou diminuindo o déficit/superávit atuarial destes benefícios.As práticas de investimento dos planos se pautam pela busca e manutenção de ativos líquidos e dotados de rentabilidade necessária paracumprir estas obrigações no curto, médio e longo prazo, mantendo um equilíbrio entre os ativos e os compromissos do passivo com oobjetivo de gerar uma liquidez compatível com o crescimento e a proteção do capital, visando garantir o equilíbrio de longo prazo entre osativos e as necessidades ditadas pelos fluxos atuariais futuros.

A Companhia mantém atualmente planos de suplementação de aposentadoria e pensão em favor dos colaboradores e ex-colaboradores.

Conforme estabelecido pela Deliberação CVM nº 695/12, a contabilização dos passivos oriundos de Benefícios pós-emprego, deve ocorrercom base nas regras estabelecidas no CPC 33 (R1). Para a mensuração dos planos do tipo benefício definido, a Companhia contratouatuários independentes, para realização de avaliação atuarial, segundo o Método do Crédito Unitário Projetado.

A Companhia reconhece as obrigações dos planos de benefício definido se o valor presente da obrigação na data do balanço é maior que ovalor justo dos ativos do plano. Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos deBenefício definido são reconhecidos no exercício em que ocorrem diretamente no Patrimônio líquido na rubrica Outros resultadosabrangentes. Os custos com serviços passados são reconhecidos no exercício em que ocorrem, integralmente no resultado na rubrica dePessoal, e o resultado financeiro do benefício é calculado sobre o déficit/superávit atuarial utilizando a taxa de desconto do laudo vigente.

São administrados pela EnerPrev, entidade fechada de previdência complementar patrocinada pelas empresas do Grupo EDP - Energias doBrasil e cadastrados no Cadastro Nacional dos Planos de Benefícios - CNPB na Superintendência Nacional de Previdência Complementar -PREVIC. Tem por finalidade gerir e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em favor dos colaboradores e ex-colaboradores da Companhia, sendo assegurados os direitos e deveres dos participantes, assistidos e pensionistas, previstos nosregulamentos.

Circulante

Benefícios pós-emprego

Derivativos

Instrumento derivativo Instituição / Contraparte

Banco Citibank S.A

Avaliação atuarial

Obrigações Sociais e Trabalhistas

Swap - Citibank N.A. - Cédula de Crédito Bancário

Para os casos em que o plano se torne superavitário e exista a necessidade de reconhecimento de um ativo, tal reconhecimento é limitadoao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou reduções futuras nas contribuições ao plano, conformelegislação vigente e regulamento do plano.As obrigações dos planos do tipo Contribuição definida são reconhecidas como despesa de pessoal no resultado do exercício em que osserviços são prestados.

Os planos estão estruturados na modalidade "Saldado, Benefício definido e Contribuição variável", encontram-se fechados para novasadesões, e possuem as seguintes características:

(i) Plano PSAP Bandeirante – Grupo de Custeio BSPS: Corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados, calculados com base notempo de serviço até março de 1998, enquanto esteve vigente. Possui a característica do tipo Benefício definido, que concede Benefíciosaldado, na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em funçãoda proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares deconcessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano, apuradas pelo atuário da EnerPrev, é daCompanhia; e

Planos de suplementação de aposentadoria e pensão

Planos de Benefício definido e Contribuição variáve l


22.1.1.2

Nota

Valor presente das obrigações

do plano

Valor justo dos ativos do plano

Restrições de

reconheci-mento do

ativo

Ativo (Passivo)

reconhecido

Saldo em 31 de dezembro de 2016 (732.466) 812.251 (79.785) -

Custo do serviço corrente 2.764 0,00 0,00 2.764

Custo dos juros 30 (85.249) 95.579 (9.525) 805

Ganhos/(perdas) atuariais reconhecidos no PL 27.4 (34.388) 7.578 (11.003) (37.813)

Contribuições pagas pela Companhia 0,00 6.849 0,00 6.849

Contribuições pagas pelos empregados 3.326 (3.326) 0,00 -

Benefícios pagos pelo plano 46.502 (46.502) 0,00 -

Saldo em 31 de dezembro de 2017 (799.511) 872.429 (100.313) (27.395)

22.1.1.3

PSAP Circulante

48.562

48.562 Não circulante

51.549

54.549

58.043

61.262

360.376

585.779 Total 634.341

22.1.1.4

2017 2016

Custo do serviço

Custo do serviço corrente 1.199 2.653

Custo dos juros (805) (3.310)

Contribuições esperadas dos empregados (3.963) (3.360)

(3.569) (4.017)

(7.578) (77.706)

(413) 0,00

(31.651) 24.114

66.452 38.644

11.003 60.128

37.813 45.180

34.244 41.163

22.1.1.5

Classe de ativoMercado

ativo 2017 2016

Títulos de dívida Cotado 78,25% 80,94%

Ações Cotado 20,66% 17,87%

Imóveis Cotado 0,24% 0,21%

Outros Não cotado 0,85% 0,98%

Total 100,00% 100,00%

A perda atuarial de R$27.395 no valor presente das obrigações, apurado na avaliação atuarial efetuada em 31 de dezembro de 2017, foidecorrente, principalmente, de redução na taxa de desconto.As contribuições da Companhia esperadas para este plano para o exercício de 2018 são de R$11.445.

O saldo de perda atuarial em 31 de dezembro de 2017, líquido de Imposto de renda e Contribuição social, é de R$71.002 (perda atuarial deR$46.045 em 31 de dezembro de 2016) (Nota 27.4).

Foi publicada em 21 de fevereiro de 2017 a Resolução nº 24 da PREVIC que dispõe sobre o reconhecimento de submassas nos planos debenefícios. De acordo com a referida resolução, caracteriza-se como submassa um grupo de participantes ou assistidos vinculados a umplano de benefícios e que tenham identidade de direitos e obrigações homogêneos entre si, porém heterogêneos em relação aos demaisparticipantes e assistidos do mesmo plano.Com base neste conceito, a avaliação atuarial de 31 de dezembro de 2017 identificou que cada grupo de custeio do plano PSAPBandeirante (BSPS, BD e CV) representaria uma submassa no plano e, por sua vez, deveriam ser controlados de forma segregada. Até 31 de dezembro de 2016, a avaliação atuarial levava em consideração o valor justo dos ativos e o valor presente das obrigações doplano de forma agregada, ou seja, considerando os três grupos de custeio. Na ocasião, a soma da posição atuarial dos três grupos decusteio apresentava-se superavitária, isentando a Companhia de qualquer provisão em relação ao plano.A partir de 2017, a avaliação atuarial passou a avaliar os ativos e as obrigações de forma segregada por grupo de custeio resultando emuma posição superavitária para a submassa de custeio BD no montante de R$3.145 e uma posição deficitária para as submassas decusteio CV e BSPS no montante de R$460 e R$30.080, respectivamente, resultando em um montante líquido deficitário de R$27.395 (Nota22.1.1.9).

2023 a 2027

Os vencimentos dos planos de benefício, calculado nas avaliações atuariais, consideram o seguinte fluxo futuro de pagamentos debenefícios para os próximos 10 anos:

2019

Componentes de custos de benefícios definidos recon hecidos no resultado

Retorno sobre ativos do plano (excluindo valores incluídos em despesa financeira líquida)

Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

Os efeitos da revisão da avaliação atuarial reconhecidos no resultado e em outros resultados abrangentes, ambos em contrapartida arubrica de Benefícios pós-emprego são os seguintes:

Total

As principais classes de ativos dos planos estão segregadas conforme a seguir:

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência

Componentes de custos de benefícios definidos recon hecidos em outros resultados abrangentes

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas demográficas

2020

Classes de ativos

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas financeiras

Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido

Conciliação dos ativos e passivos atuariais

Vencimentos dos planos de benefício

Despesas líquidas

Vencimento

2018

2021

2022


22.1.1.6

2017 2017

Participantes ativos 453 487

Participantes assistidos 0,00 0,00

Com benefícios diferidos 94 70

Aposentados e pensionistas 838 851

932 921

Total 1.385 1.408

22.1.1.7

Análise de sensibilidadeValores do

PSAP

Pressupostos centrais 803.176

Taxa de desconto 0,00

Aumento na taxa de desconto em 0,5% 759.301

Redução na taxa de desconto em 0,5% 851.566

0,00

Mortalidade 0,00

813.211

22.1.1.8

Econômicas

Taxa de desconto - nominal

Crescimentos salariais futuros

Crescimento dos planos de benefícios

Inflação

Demográficas

Tábua de mortalidade

Tábua de mortalidade de inválidos

Tábua de entrada em invalidez

22.1.1.9

31/12/2017 31/12/2016Valor presente das obrigações do plano (806.432) (732.466)

Valor justo dos ativos do plano 879.647 812.251

Superávit 73.215 79.785

Superávit irrecuperável (100.610) (79.785)

(27.395) 0,00

(61.057) (65.443)

Diferença entre premissas * 33.662 65.443

22.1.2

5,14%

Se os membros do plano fossem um ano mais novo do que sua idade real

10,34% a.a.

Premissas

20172016

Análise de sensibilidadeA análise de sensibilidade decorrente de risco de variação na taxa de desconto e na tábua de mortalidade é expressa a seguir, considerando apenas a alteração nas hipóteses mencionadas em cada linha:

ParticipantesEstes planos têm a seguinte composição de participantes:

Contrato de confissão de dívida e ajuste de reserva matemática - Resolução CGPC nº26/2008

Contribuição definida

AT-2000

4,65% a.a.

12,00% a.a.

6,06%

5,50% a.a.

5,50% a.a.

Light Forte

4,65% a.a.

RP 2000 Disabled

A Companhia e as demais empresas do Grupo EDP - Energias do Brasil são patrocinadoras do Plano Energias do Brasil administrado pelaEnerprev, o qual encontra-se aberto para adesão de novos participantes. Neste plano, o participante pode contribuir com o percentual fixode 1% até 7% do salário de contribuição, sendo que o percentual da contribuição das patrocinadoras em seu favor no referido plano tambémocorrerá na mesma proporção, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia e as demais patrocinadoras. Osparticipantes poderão ainda participar com contribuições voluntárias mensais, que equivalem a um percentual de sua livre escolha aplicadosobre o seu salário de contribuição, ou anuais, por meio de um valor único a escolha do participante. Este tipo de contribuição é feitaadicionalmente à contribuição básica, sem a proporcional contribuição das patrocinadoras.Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribuiu no exercício com R$1.505 (R$1.457 em 2016).Em 31 de dezembro de 2017 esse plano tem a adesão de 626 colaboradores (588 em 31 de dezembro de 2016).

AT-2000

As principais premissas utilizadas nesta avaliação atuarial foram as seguintes:

Confissão de dívida - EnerPrevA Companhia, com o objetivo de equacionar o déficit atuarial da sua submassa BSPS e diminuir o risco de futuros déficits, fomalizouinstrumento jurídico com a EnerPrev decorrente de défict atuarial, calculado conforme diretrizes da Resolução CGPC nº26/2008 e suasalterações. O acordo original estava sendo liquidado financeiramente em 240 meses com base em percentual sobre a folha de salários,contados a partir de setembro de 1997. Em 22 de agosto de 2016, a Companhia e a EnerPrev firmaram o 2º aditivo do termo decompromisso entre as empresas, destacando a alteração do prazo da liquidação (que estava prevista para encerrar-se em setembro de2017) para 143 parcelas, sendo a primeira em setembro de 2016. A partir de dezembro de 2016, o saldo devedor e o valor da prestaçãomensal serão apurados uma vez por ano na época da avaliação atuarial da Enerprev, posicionada em dezembro, considerado o valor e oprazo remanescente da dívida. As premissas atuariais utilizadas pela Companhia atendem ao disposto no CPC 33 (R1) enquanto que aspremissas atuariais utilizadas pela EnerPrev atendem a Resolução CGPC nº 18/2006 e Instrução Previc nº 7/2013. Segue abaixo conciliação entre os 2 métodos de avaliação atuarial:

Passivo reconhecido submassas BSPS e CV - CPC33 (Nota 22.1.1.1)

(*) O montante de R$61.057 (R$65.443 em 31 de dezembro de 2016) é decorrente da diferença de premissas e metodologias utilizadas pela Companhia para fins de atendimento àDeliberação CVM nº 695/12 e aquelas utilizadas pela EnerPrev (administradora do plano de benefícios) para fins de atendimento à Resolução nº26/08 e suas alterações do ConselhoNacional de Previdência Complementar e tende a ser eliminada ao longo do tempo com a maturação do plano.

Muller

RP 2000 Disabled


23 Dívida Líquida

23.1 Endividamento

NotaJuros de


Curto PrazoPrincipal + Juros LP Saldo Total 2019 2020 2021 2022 2023+ Total

Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 20.1 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira1 425 33.722 40.220 74.367 40.220 0,00 0,00 0,00 0,00 40.220 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 20.1 Financ. / Emprést. Moeda Nacional1 6.662 121.194 508.374 636.230 259.405 59.710 59.845 53.480 75.934 508.374 Debêntures 20.1 Debêntures1 4.101 71.281 284.376 359.758 35.960 108.560 109.869 29.987 0,00 284.376 Total Total1 11.188 226.197 832.970 1.070.355 335.585 168.270 169.714 83.467 75.934 832.970

0Dívidas Tributárias Dívidas Tributárias1

União União10,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00PERT PERT10,00 19.030 210.548 229.578 19.000 19.000 19.000 19.000 134.548 210.548

Total Total2 - 19.030 210.548 229.578 19.000 19.000 19.000 19.000 134.548 210.548 0

Dívidas com Fundo de Pensão Dívidas com Fundo de Pensão1Previdência Privada - PSAP Previdência Privada - PSAP10,00 7.948 19.447 27.395 1.945 1.945 1.945 1.945 11.667 19.447

Total Total3 - 7.948 19.447 27.395 1.945 1.945 1.945 1.945 11.667 19.447 0

Total Total5 11.188 253.175 1.062.965 1.327.328 356.530 189.215 190.659 104.412 222.149 1.062.965

23.2 Ativos Financeiros

NotaJuros de


Curto PrazoPrincipal + Juros LP Saldo Total

6 0,00 132.915 0,00 132.915 Total - 132.915 - 132.915

Caixa e Equivalentes de Caixa (1101)

Cronograma de Amortização de Principal e Juros de L ongo Prazo


23.3

Juros de Curto Prazo

Principal Curto Prazo

Principal + Juros LP 31/12/2017 31/12/2016

Dívida Bruta Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 196 33.722 40.678 74.596 67.615 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 6.662 121.194 508.374 636.230 446.753 Debêntures 4.101 71.281 284.376 359.758 284.789 Tributária 0,00 19.030 210.548 229.578 0,00Benefício Pós-emprego 0,00 7.948 19.447 27.395 37

10.959 253.175 1.063.423 1.327.557 799.194

Ativos FinanceirosAlta Liquidez 0,00 (132.915) 0,00 (132.915) (355.496)

- (132.915) - (132.915) (355.496) Dívida Líquida I 10.959 120.260 1.063.423 1.194.642 443.698

Derivativos / Fair Value 0,00 0,00 6.728 6.728 9.922 Dívida Líquida II 10.959 120.260 1.070.151 1.201.370 453.620

24

Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 24.1 6.508 14.605 122.266 99.172

Total 6.508 14.605 122.266 99.172

24.1

24.1.1

Saldo em 31/12/2016 Constituição Pagamentos Reversões

Atualizações monetárias

Saldo em 31/12/2017 31/12/2017 31/12/2016

Trabalhistas 21.833 7.281 (5.940) (1.816) 7.855 29.213 7.184 5.705 Cíveis 66.734 15.265 (7.784) (3.435) 14.261 85.041 24.663 19.868 Fiscais 718 0,00 0,00 0,00 3 721 0,00 0,00Regulatório 13.062 0,00 0,00 0,00 0,00 13.062 0,00 0,00Outros 11.430 0,00 (2.975) (9.186) 1.468 737 1.078 0,00Total 113.777 22.546 (16.699) (14.437) 23.587 128.774 32.925 25.573

Circulante 14.605 6.508 32.925 0,00Não circulante 99.172 122.266 0,00 25.573 Total 113.777 128.774 32.925 25.573

24.1.1.1 Trabalhistas

Provisão para Litígios

Ativo

Circulante

A Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos perante diversos tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do cursonormal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas

As provisões são reconhecidas no balanço em decorrência de um evento passado, quando é provável que um recurso econômico seja requeridopara saldar a obrigação e que possa ser estimada de maneira confiável. As provisões são registradas com base nas melhores estimativas do riscoenvolvido.

Não circulante

Passivo

As obrigações são mensuradas pela melhor estimativa da Administração para o desembolso que seria exigido para liquidá-las na data dasDemonstrações Contábeis Regulatórias. São atualizadas monetariamente mensalmente por diversos índices, de acordo com a natureza da provisão,e são revistas periodicamente com o auxílio dos assessores jurídicos da Companhia.

A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos e na análise das demandas judiciais pendentes, constituiu provisão emmontante considerado suficiente para cobrir as perdas estimadas como prováveis para as ações em curso, como segue:

Risco de perda provável

Depósito judicialBaixas

Referem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e equiparação salarial.Em 4 de agosto de 2015, por meio do julgamento do processo de arguição de inconstitucionalidade nº 479-60.2011.5.04.0231, o Pleno do TribunalSuperior do Trabalho decidiu que os débitos trabalhistas devem ser atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor AmploEspecial - IPCA-E, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. O índice será utilizado pelo Conselho Superior da Justiça do Trabalho -CSJT para a tabela de atualização monetária da Justiça do Trabalho (Tabela Única). Desta forma, o índice de correção desses débitos, que era aTaxa Referencial - TR, passa a ser o IPCA-E. O novo índice deve ser aplicado em todas as ações trabalhistas que envolvem entes públicos e privados que discutem dívidas posteriores a 30 dejunho de 2009, que ainda não foram executadas ou houve o trânsito em julgado. Referida mudança resultaria em um aumento significativo naatualização monetária das provisões trabalhistas da Companhia. Em 14 de outubro de 2015, o Ministro do Supremo Tribunal Federal - STF deferiuliminar para suspender os efeitos da decisão proferida pelo Tribunal Superior do Trabalho - TST.Em ato continuo, em 05 de dezembro de 2017, a 2ª Turma do STF, por maioria dos votos, julgou improcedente a ação ajuizada pela FederaçãoNacional dos Bancos – Fenaban contra a decisão do TST nos autos do processo ArgInc-479-60.2011.5.04.0231, que determinava a aplicação doIPCA-E como índice de correção monetária dos débitos trabalhistas. Na decisão questionada pela Fenaban, o TST declarou que o uso da TR comoíndice de correção na Justiça do Trabalho era inconstitucional, ficando, em consequência, revogada a liminar anteriormente deferida, e determinou aadoção do IPCA-E determinado pelo IBGE, para calcular os débitos. A decisão foi proferida em dezembro de 2017, todavia, a mesma ainda não foi publicada, impossibilitando a análise de medidas recursais e análisesmais profundas. Com base nas análises dos assessores jurídicos, que levaram em consideração as decisões proferidas e publicadas até omomento, a Companhia entendeu que, por hora, a decisão do STF deve ser aplicada a partir de seus efeitos modulatórios e não sobre todo oprocesso, ou seja, que a correção pelo novo índice deve ocorrer a partir de 25 de março de 2015, resultando em uma correção adicional das causastrabalhistas de R$3.228.

Dívida LíquidaSaldo Total


24.1.1.2

24.1.1.3

24.1.2

31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/201631.795 35.303 991 910

181.193 279.458 4.741 1.873

758.882 707.267 21.278 17.142

Outros 8.670 8.670 552 552

980.540 1.030.698 27.562 20.477

24.1.2.1

24.1.2.2

Cíveis

Trabalhistas

Total

Cíveis

• Discussão administrativa relativa à utilização de crédito de ICMS, com origem no estorno de débito de notas fiscais canceladas no período dejaneiro de 2007 a novembro de 2007, no valor atualizado até 31 de dezembro de 2017 de R$33.473 (R$31.029 em 31 de dezembro de 2016). ACompanhia apresentou defesa e aguarda julgamento.

Outros

• Processo nº 2000.001.127615-0, em trâmite na 10ª Vara Cível do Foro Central da Comarca do Rio de Janeiro, movido pela White Martins quediscute a existência de reflexos decorrentes da vigência das Portarias nºs 38/86 e 45/86 do extinto DNAEE, nas tarifas de consumo de energiaelétrica, relativo ao período de setembro de 2000 em diante. No mês de abril de 2010, a Companhia cumpriu determinação judicial de substituição dagarantia processual existente, de carta-fiança por depósito bancário no montante de R$60.951 e, em junho de 2011, foi efetuado o complemento dodepósito judicial no valor de R$10.627. A Companhia apresentou diversas manifestações e recursos visando a suspensão da execução do montante,bem como para reverter a determinação de desconto do percentual de 16,66% nas faturas mensais da White Martins, até que, em 8 de junho de2011, foi autorizado o levantamento, em pagamento, do valor de R$60.951 depositado inicialmente, sem prestação de caução. No dia 10 de junho de2011, a White Martins realizou o levantamento do referido depósito atualizado monetariamente no montante de R$66.806. Não obstante olevantamento do referido depósito, permanece depositado judicialmente o montante de R$10.627, havendo ainda recursos pendentes perante oTribunal de Justiça do Rio de Janeiro e no Superior Tribunal de Justiça - STJ discutindo a questão. Atualmente, foi realizada nova perícia no âmbitodo cumprimento de sentença. O registro contábil foi efetuado de forma a apresentar a redução do depósito judicial em contrapartida de uma reduçãoda provisão constituída para esta contingência. O saldo remanescente em 31 de dezembro de 2017 é de R$35.797 (R$29.729 em 31 de dezembrode 2016).

Fiscais

Existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento, cuja perda foi estimada como possível, periodicamente reavaliados,não requerendo a constituição de provisão, demonstrados a seguir:

• Ação civil pública nº 26725-92.2009.4.01.3800, em trâmite na 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte, movida pela Associação de Defesa deInteresses Coletivo - ADIC, que pleiteia indenização por danos materiais em razão de reajuste tarifário (Parcela "A"). Nesta demanda, foi proferidadecisão que determinou a exclusão das concessionárias do polo passivo da ação, sendo mantida tão somente a ANEEL. O processo encontrava-sesuspenso até que, em 27 de novembro de 2013, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte como competente para julgartodas as demandas coletivas que discutem a questão da Parcela "A". Em 05 de abril de 2017, foi proferida sentença extinguindo o feito também emrelação a ANEEL. Atualmente, aguarda-se o julgamento do recurso interposto contra a sentença. O valor estimado em 31 de dezembro de 2017 é deR$120.518 (R$104.569 em 31 de dezembro de 2016).• Mandado de segurança nº 0002173-26.2014.4.01.3400, em trâmite na 22ª Vara Federal do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, impetrado porSanto Antônio Energia S.A. - SAESA contra ato da Diretoria da ANEEL, objetivando suspender as obrigações de recomposição de lastro e potênciae de pagamento dos encargos pelo uso do sistema de transmissão, bem como a aplicação de eventuais penalidades pelo descumprimento docronograma da obra. Em 26 de fevereiro de 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos às distribuidoras deenergia. Em face da referida decisão, a Companhia, por meio da ABRADEE, ajuizou o pedido de suspensão da decisão perante o STJ, que foideferido. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2017 é de R$20.093 (R$14.753 em 31 de dezembrode 2016).Adicionalmente, a SAESA propôs ação contra a ANEEL com pedido de liminar para não aplicação, durante o período de motorização da UHE SantoAntônio, do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. A liminar não foi concedida em primeira instância. Em sede de agravo, o TRFdeferiu o pedido de antecipação de tutela formulado pela SAESA, conferindo efeito retroativo, que passou a ter eficácia desde o início de março de2012. A Companhia e a ANEEL protocolaram junto ao STJ pedidos de Suspensão de Liminar que foi deferido suspendendo a mesma. Em 18 demarço de 2015 o recurso proposto pela SAESA foi rejeitado pela corte especial do STJ. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimadoem 31 de dezembro de 2017 é de R$3.883 (R$6.391 em 31 de dezembro de 2016), sendo a redução do período decorrente da atualização doseventuais impactos financeiros no processo.• Ação judicial em que um agente do setor requer o reconhecimento pela ANEEL de causas excludentes de responsabilidade por atrasos nocronograma de suas obras. Em maio de 2015 foi proferida sentença de procedência que foi questionada por meio de recurso pela ANEEL. Por meioda ABRADEE, as distribuidoras propuseram demanda judicial a fim de assegurar os seus direitos. Atualmente aguarda-se decisão dos recursosinterpostos pela parte adversa. Considerando que eventuais impactos não gerarão reflexos financeiros, a Companhia não mais apresenta o saldo depassivo contingente estimado em 31 de dezembro de 2016 no montante de R$108.194.

• Discussão na esfera administrativa sobre créditos de ICMS utilizados pela Companhia no período de julho a dezembro de 2003, referente a valoresde “Anulação/Devolução de Venda de Energia Elétrica” no montante atualizado em 31 de dezembro de 2017 de R$162.642 (R$139.778 em 31 dedezembro de 2016). O processo administrativo foi encerrado e atualmente a Companhia está aguardando o ajuizamento na esfera judicial pelaProcuradoria Estadual para apresentar defesa, entretanto, o débito está garantido e com suspensão da exigibilidade. O valor em risco sofreacréscimo expressivo em razão dos critérios de atualização da Lei Estadual nº 13.918/09, e dos honorários exigidos pela Procuradoria Estadual nafase judicial.

Do saldo provisionado em 31 de dezembro de 2017, R$6.138 (R$14.328 em 31 de dezembro de 2016) referem-se a autos de infração editados pelaANEEL ou outros órgãos reguladores que encontram-se em fase de recurso pela Companhia.

Depósito judicial

Cíveis

Risco de perda possível

Fiscais

Dentre as principais causas com risco de perda avaliadas como possível, destacamos as seguintes ações:

Referem-se, principalmente, a pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais emdecorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38/86 e nº 45/86 - Plano Cruzado, que vigoraram de fevereiro a novembro daquele ano. Osvalores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. O saldo em 31 dezembro de 2017 é deR$50.355 (R$43.035 em 31 de dezembro de 2016), destacando-se:

Dentre os valores provisionados em 31 de dezembro de 2016, destacava-se o montante de R$7.209 relativo a penalidades estabelecidas pelaANEEL, por meio dos autos de infração nºs AI-002/2014-SFF, de 27 de agosto de 2014 e AI-012/2014, de 26 de agosto de 2014, referentes aFiscalização do ativo imobilizado em serviço e fiscalização da BRR do Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária, respectivamente. Em setembro de 2014foram protocolados recursos administrativos junto à Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira – SFF/ANEEL que foram julgados emabril e maio de 2017, com a seguinte determinação: (i) AI-002 - a SFF acatou parcialmente o recurso administrativo, convertendo em advertência 14não conformidades, cancelando outras 7 não conformidades e promovendo uma ampla revisão da dosimetria das demais não conformidades,reduzindo a penalidade para R$779; e (ii) AI-012 - a SFF acatou parcialmente recurso administrativo, com atenuando de 6 não conformidades ecancelamento de outras 2, além da revisão da dosimetria relativas à gravidade e sanções irrecorríveis, reduzindo a penalidade para R$742.Em maio de 2017 a Companhia liquidou o montante homologado de ambos os autos de infração no montante atualizado de R$2.027, sendo revertidoda provisão o montante de R$5.688.

Ativo


24.1.3

24.1.3.1

25

Passivo 31/12/2016Dividendos adicionais JSCP Pagamentos Reversão 31/12/2017

EDP - Energias do Brasil 55.888 68.602 55.780 (55.888) (68.602) 55.780

55.888 68.602 55.780 (55.888) (68.602) 55.780

26

NotaSaldo em 31/12/2016 Adições

Atualizações monetária Pagamentos

Ressarcimen-to CCRBT

Transferên-cias

Saldo em 31/12/2017

Conta de desenvolvimento energético - CDE 26.1 e 28 65.490 672.897 0,00 (682.930) 0,00 0,00 55.457

Encargos tarifários (ECE/ EAEEE) 2.986 0,00 0,00 (21) 0,00 0,00 2.965

26.2 e 28 71.021 36.374 2.600 (30.663) 0,00 0,00 79.332

Bandeiras tarifárias (CCRBT) 26.3 e 28 0,00 178.786 0,00 55.958 (242.507) 7.763 -

Outros encargos 365 3.472 874 (4.209) 0,00 0,00 502

Total 139.862 891.529 3.474 (661.865) (242.507) 7.763 138.256

Circulante 132.249 134.458

Não circulante 7.613 3.798

Total 139.862 138.256

Os dividendos e os Juros sobre o capital próprio - JSCP são reconhecidos como passivo nas seguintes ocasiões: (i) JSCP imputados aosdividendos: quando aprovados pelo Conselho de Administração; (ii) dividendos mínimos obrigatórios: quando do encerramento do exercício,conforme previsto no estatuto social da Companhia, eventualmente deduzidos do JSCP já declarados no exercício; (iii) dividendos adicionais:quando da sua aprovação pela Assembleia Geral Ordinária - AGO; e (iv) dividendos intermediários e de exercícios anteriores: quando da aprovaçãopelo Conselho de Administração ou Assembleia Geral.

• Medida judicial relativa à COFINS do período de 1993 a 1995, em litisconsórcio com AES Eletropaulo. A questão versa sobre o direito aoaproveitamento da anistia trazida pelas Medidas Provisórias nºs 1858-6 e 1858-8, concedida aos contribuintes que deixaram de recolher tributos porentendê-los indevidos. No julgamento de 2ª Instância, foi confirmado parcialmente o direito à anistia, excluindo-se a parcela atinente aos encargos do Decreto-Lei nº 1.025/69. O valor atualizado até 31 de dezembro de 2017 é de R$74.328 (R$72.677 em 31 de dezembro de 2016). Atualmente oprocesso aguarda julgamento de Recurso nos Tribunais Superiores.

• Autuações de prefeituras que exigem o pagamento de multa por suposto descumprimento de obrigações acessórias relacionadas à instalação depostes de energia elétrica bem como taxas de fiscalização de obras em logradouros públicos e preço público. O valor da contingência em 31 dedezembro de 2017 é de R$194.046 (R$180.838 em 31 de dezembro de 2016). Deste montante, R$132.946 (R$123.007 em 31 de dezembro de2016) trata-se do Mandado de Segurança que a Companhia ajuizou para discutir as cobranças de preço público sobre o uso de vias públicas,emitidas pelo município de Guarulhos, em agosto de 2015. O judiciário deferiu liminar em favor da Companhia, assegurando o direito de discutir odébito sem apresentação de garantia. Atualmente os processos aguardam julgamento.

Encargos setoriais

Os créditos de juros sobre o capital próprio são inicialmente registrados em despesas financeiras para fins fiscais e, concomitantemente, revertidosdessa mesma rubrica contra o patrimônio líquido. A redução dos tributos por eles gerados é reconhecida no resultado do exercício quando do seucrédito.

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (P&D e PEE)

• Discussões administrativas envolvendo o montante atualizado até 31 de dezembro de 2017 de R$203.183 (R$195.958 em 31 de dezembro de2016), referentes às compensações não homologadas de créditos decorrentes de pagamento a maior efetuados em 2001 com relação ao IRPJ,CSLL, PIS e COFINS, em consequência da aplicação do Parecer COSIT 26/02 (impostos sobre RTE). A Companhia apresentou as defesas, as quais aguardam julgamento.

• Discussão judicial decorrente de execução fiscal ajuizada pela União Federal, objetivando a cobrança de CSLL, relativa ao ano-calendário de 2009,que foi compensada com saldo de base negativa de CSLL de exercícios anteriores, acumulada pela empresa cindida AES Eletropaulo, que envolve omontante atualizado em 31 de dezembro de 2017 de R$37.430 (R$36.078 em 31 de dezembro de 2016). A Companhia apresentou defesa e aguardao julgamento.

Risco de perda remotaAdicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento cuja perda foi estimada como remota e, para estasações, o saldo dos depósitos judiciais em 31 de dezembro de 2017 é de R$30.410 (R$28.645 em 31 de dezembro de 2016).

A Companhia, por meio do Sindicato da Indústria da Energia no Estado de São Paulo - SindiEnergia, ajuizou em 21 de janeiro de 2011 doisMandados de Segurança Coletivos contra a Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo, visando a suspensão dos efeitos dos Decretos nºs55.421/10 e 55.867/10. Ambos os processos possuem sentenças favoráveis, confirmadas até o momento em julgamento de recurso de apelaçãopelo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo. Em 13 de maio de 2013, a Fazenda Estadual interpôs recursos aos Tribunais Superiores, os quaisaguardam julgamento. O valor estimado em 31 de dezembro de 2017, nos termos dos Decretos, é de R$471.120 (R$395.177 em 31 de dezembro de2016). O valor em risco sofre acréscimo expressivo em razão dos critérios de atualização da Lei Estadual nº 13.918/09.

Considerando o disposto no item 86 do CPC 25 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, a Companhia não necessita efetuar odetalhe das suas contingências classificadas como remotas. Entretanto, pelo fato gerador do principal estar a decorrer, sem perspectiva de términono médio prazo e dada a materialidade dos saldos, a Companhia entende que deve proceder à divulgação da ação mencionada abaixo.Fiscais

Segue abaixo a movimentação do saldo de dividendos no exercício:

Dividendos Declarados e Juros Sobre Capital Próprio

As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico, são as seguintes:

Foi aprovada em AGO, realizada em 11 de abril de 2017, a destinação do lucro líquido referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016 coma destinação de JSCP no valor bruto de R$65.750, sendo R$55.888 líquido de Imposto de renda, e dividendos no valor de R$68.602. Destemontante, já haviam sido contabilizados em 31 de dezembro de 2016 o valor relativo ao JSCP, de modo que a diferença de R$68.602 foicomplementada na referida data como dividendos adicionais. O JSCP foi pago, sem ajuste, em 28 de dezembro de 2017.

Em AGE realizada em 26 de dezembro de 2017, a Companhia deliberou sobre a reversão de parte dos dividendos declarados na AGO, realizada em11 de abril de 2017, no montante de R$68.602 para rubrica de Reserva de retenção de lucros (Nota 27.3.1). Esta reversão teve como finalidade agarantia dos investimentos a serem realizados no exercício de 2018, conforme proposta de orçamento de capital.

Em 21 de dezembro de 2017, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o crédito de JSCP do exercício de 2017 no montante bruto deR$65.624, sendo R$55.780 líquido de Imposto de renda, imputáveis aos dividendos a serem distribuídos pela Companhia em data de pagamento aser deliberada.


26.1

Montante total

Valor cota mensal

Resolução Homologatória - ANEEL nº 1.863/15

CDE - Energia (Recomposição Conta ACR) (*) 357.750 19.875

Resolução Homologatória - ANEEL nº 2.231/1716.172 194.064

21.060 505.440


CDE - Energia 110.272 9.189

Resolução Homologatória - ANEEL nº 2.204/1725.866

29.663


CDE - Energia 117.204 9.767

26.1.1

26.2

26.3

A bandeira verde indica que o custo para geração de energia está no patamar normal, não sendo necessário nenhum acréscimo no valor das tarifasde energia. Já as bandeiras amarela e vermelha sinalizam que o custo da geração de energia está aumentado, sendo aplicado um adicional ao valorda tarifa de energia.

Os acréscimos, até 31 de janeiro de 2017, foram os seguintes: (i) para a bandeira amarela de R$1,50 por 100 kWh; (ii) para a bandeira vermelha -patamar 1 de R$3,00 por 100 kWh; e (iii) para a bandeira vermelha - patamar 2 de R$4,50 por 100 kWh. Entre 1º de fevereiro de 2017 e 31 deoutubro de 2017, conforme estabelecido pela Resolução Homologatória ANEEL nº 2.203/17, os acréscimos foram os seguintes: (i) para a bandeiraamarela de R$2,00 por 100 kWh; (ii) para a bandeira vermelha - patamar 1 de R$3,00 por 100 kWh; e (iii) para a bandeira vermelha - patamar 2 deR$3,50 por 100 kWh.

Fevereiro de 2017 a Dezembro de 2017

699.504 Abril de 2017 a Março de 2018

Abril de 2018 a Março de 2020

Outubro de 2017 a Setembro de 2018

Competência

Liminares de Associações de Consumidores relacionad as à CDE

Conta de desenvolvimento energético - CDE

Outubro de 2016 a Setembro de 2017

CDE - Encargo de uso 352.160 Janeiro de 2017

A partir de 1º de fevereiro de 2016, conforme estabelecido pela Resolução Homologatória ANEEL nº 2.016/16, se o custo variável da última usina aser despachada pelo ONS: (i) for menor que R$211,28/MWh, então a bandeira é verde; (ii) se estiver entre R$211,28/MWh e R$422,56/MWh, abandeira é amarela; (iii) se estiver entre R$422,56/MWh e R$610,00/MWh, a bandeira é vermelha - patamar 1; e (iv) se for maior queR$610,00/MWh, a bandeira é vermelha - patamar 2. A Resolução Homologatória ANEEL nº 2.203/17, manteve as faixas de acionamento para oexercício de 2017.

Bandeiras tarifáriasA partir de 1º de janeiro de 2015, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 547 de 16 de abril de 2013, entrou em vigor o Sistema de BandeirasTarifárias. Este mecanismo tem como objetivo sinalizar aos consumidores os custos da geração de energia elétrica de cada mês, sendo dividido em3 bandeiras: verde, amarela e vermelha. A cada mês, as condições de operação do sistema são reavaliadas pelo Operador Nacional do SistemaElétrico – ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia para atendimento da demanda. A partir dessa avaliação, define-se as térmicasque deverão ser acionadas.

Pesquisa e desenvolvimento - P&D e Programa de efic iência energética - PEE

Os valores das obrigações a serem aplicadas nos programas de P&D e PEE registrados pela Companhia, são apurados nos termos da legislaçãosetorial dos contratos de concessão de energia elétrica. A Companhia tem a obrigação de aplicar 1% da Receita operacional líquida ajustada emconformidade com os critérios definidos pela ANEEL, registrando mensalmente, por competência, o valor da obrigação. Esse passivo é atualizadomensalmente pela variação da taxa SELIC até o mês de realização dos gastos e baixados conforme sua realização. Os programas de P&D sãoregulamentados por meio das Resoluções Normativas ANEEL nº 316/08, aplicada até setembro de 2012, alterada pela Resolução Normativa nº504/12, e os programas de PEE são regulamentados por meio das Resoluções nº 300/08, aplicada até maio de 2013, alterada pela ResoluçãoNormativa nº 556/13. O montante aplicado nos projetos em andamento está registrado na rubrica de Serviços em curso (Nota 12).

(*) A Resolução Homologatória ANEEL nº 2.231/17 revogou os montantes da Resolução ANEEL nº 1.863/15, a partir da competência de abril de2017, uma vez que foi apurado pela CCEE que o índice de reserva de liquidez do fundo estava superior ao exigido pelos contratos de financiamento.Assim, em prol da modicidade tarifária, a ANEEL aprovou a redução das quotas mensais do encargo no período de abril de 2017 a março de 2018.

A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia Elétrica – ABRACE conseguiu liminar em 03 de julho de 2015, quedesobriga suas associadas a pagarem itens específicos do CDE. Após a liminar concedida à ABRACE, houve uma proliferação de processosjudiciais que contestavam o encargo da CDE. Diante deste cenário a ANEEL, por meio do Despacho nº 1.576/16 e Nota Técnica nº 174/16 - SGT, decidiu que as distribuidoras estão autorizadas adescontar do pagamento da cota da CDE o valor não arrecadado devido às liminares e também que os cálculos dos reajustes e revisões tarifáriasdas distribuidoras não seriam afetados pelos efeitos das liminares.

A liminar da ABRACE tinha o período de vigência relativo ao reajuste tarifário 2016/2017. Após o reajuste tarifário da Companhia, em outubro de2017, a ABRACE não entrou com pedido de renovação da liminar, fazendo com que seus associados, a partir do mês de novembro, tivessem ospagamento dos itens da CDE retomados e, em contrapartida, o respectivo pagamento da cota por parte da Companhia.

Referem-se aos valores a repassar à CDE, anuídos pela ANEEL, conforme demonstrado na tabela abaixo. Até abril de 2017, a responsabilidade pelaadministração dos recursos era da Eletrobras. Por meio da Lei nº 13.360/16, a partir de maio de 2017, a gestão da CDE passou a ser deresponsabilidade da CCEE.

Outubro de 2015 a Março de 2017

CDE - Energia (Recomposição Conta ACR) (*)

Em 26 de outubro de 2017 a ANEEL apresentou a proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias, por meio da audiênciapública nº61/17, propondo mudanças nos valores cobrados dos consumidores e inclusão de novos critérios no cálculo, como os custos que estãorelacionados com o déficit hídrico. O período para contribuições foi encerrado em 27 de dezembro de 2017.Com a hidrologia desfavorável, a diretoria da ANEEL votou por implementar a sistemática proposta na audiência pública, em caráter excepcional, nomês de novembro de 2017, antecipando a alteração no valor das bandeiras tarifárias previsto para ocorrer apenas em janeiro/fevereiro de 2018,diante da relevante perspectiva de aprimoramento nela embutida e de sua potencial repercussão positiva sobre o acionamento das bandeirastarifárias no curto prazo. Desta forma, a ANEEL elevou o valor adicional cobrado da bandeira vermelha - patamar 2 para R$5,00 para cada 100 KWh. No caso da bandeira amarela, o adicional de cobrança reduziu para R$1,00 a cada 100 kWh. Já a bandeira vermelha - patamar 1 manteve acobrança adicional em R$3,00 a cada 100 kWh consumidos.

Assim, o saldo relativo à bandeiras tarifárias refere-se aos valores a repassar à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias -CCRBT, gerida pela CCEE, provenientes da diferença entre os valores faturados líquidos de ICMS e os valores estimados não faturados, a título debandeiras tarifárias, deduzidos de parte dos sobrecustos de energia e encargos.Esses recursos são alocados para a cobertura de custos não previstos nas tarifas das diversas distribuidoras do país. O valor homologadomensalmente pela ANEEL a repassar ou a ressarcir é a diferença entre o montante cobrado dos clientes e os sobrecustos referentes a: (i)Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS; (ii) despacho térmico; (iii) risco hidrológico; (iv) cotas de Itaipu; (v) exposição aomercado de curto prazo; e (vi) excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. Os eventuais custos não cobertos pela receita sãoconsiderados no processo tarifário subsequente.


2727.1

27.2

Nota 31/12/2017 31/12/2016Lucro a ser destinado:

Lucro líquido societário apurado no exercício 194.100 141.423

Constituição da reserva legal - 5% (9.706) (7.071)

184.394 134.352

Destinação do lucro:

Dividendos intermediários - JSCP 25 65.624 65.750

Lucros retidos a deliberar 27.3.2 118.770 68.602

184.394 134.352

Dividendos por ação - R$ - JSCP 0,00168 0,00168

27.3

Nota 31/12/2017 31/12/2016Reservas de capital

Ágio na incorporação de sociedade controladora 18.2.1.1 77.687 77.687

77.687 77.687

Reservas de lucros

Legal 97.800 88.094

Retenção de lucros 27.3.1 285.777 217.175

Lucros retidos a deliberar 27.2 e 27.3.2 118.770 68.602

502.347 373.871

27.3.1

27.3.2

27.4

Saldo em 31/12/2016 Ganhos Perdas

Depreciação amortização

e perdasProvisão

IRPJ/CSLLSaldo em 31/12/2017

Ganhos e perdas atuariais - Benefícios pós-emprego (69.764) 39.642 (77.455) 0,00 0,00 (107.577)

IR/CS Diferido s/ Benefícios pós-emprego 23.719 0,00 0,00 0,00 12.856 36.575

Diferença entre VNR (-) VOC 531.969 0,00 0,00 (48.924) 0,00 483.045

IR/CS Diferido s/ Reavaliação de Elementos do ativo (180.869) 0,00 0,00 0,00 16.634 (164.235)

305.055 39.642 (77.455) (48.924) 29.490 247.808

Patrimônio líquidoCapital socialO Capital social em 31 de dezembro de 2017 e 31 de dezembro de 2016 é de R$596.669 e está representado por 39.091.735.037 ações ordinárias,sem valor nominal, integralmente detidas pela EDP - Energias do Brasil.

(iii) o saldo remanescente, após atendidas as disposições anteriores, terá a destinação determinada pela Assembleia Geral.Conforme descrito no item (ii) acima, as ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da lei, podendo a ele serimputado o valor dos Juros Sobre Capital Próprio - JSCP pagos ou creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capitalpróprio, integrando o montante dos dividendos a distribuir pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei nº 9.249/95, eregulamentação posterior.

Reservas

As ações ordinárias são classificadas como Capital social e deduzidas de quaisquer custos atribuíveis à emissão de ações, quando aplicável.A Companhia não possui capital autorizado, conforme estatuto social.Destinação do lucroO lucro líquido apurado em cada exercício será deduzido, antes de qualquer destinação, de prejuízos acumulados e destinado sucessivamente e naseguinte ordem: (i) 5% serão aplicados na constituição da Reserva Legal que não excederá 20% do Capital social; (ii) 25% serão destinados ao pagamento de dividendos; e

Referem-se à: (i) contabilização de passivos oriundos de Benefícios pós-emprego relativos a ganhos e perdas atuariais, conforme estabelecido pelaDeliberação CVM nº 695/12 e regras estabelecidas no CPC 33 (R1); e (ii) a diferença entre o Valor Original Contábil - VOC e o Valor Novo deReposição – VNR, de acordo com a Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010 referente a reavaliação regulatória compulsória doativo imobilizado e intangível vinculados a concessão. Ambos os montantes possuem dedução de Imposto de renda e Contribuição social diferidos.A movimentação de Outros resultados abrangentes no exercício é a seguinte:

Retenção de lucrosA Reserva de retenção de lucros tem sido constituída em conformidade com o artigo 196 da Lei nº 6.404/76, para viabilizar os Programas deInvestimentos da Companhia, previstos nos orçamentos de capital submetidos e aprovados nas Assembleias Gerais Ordinárias.

Lucros retidos a deliberarRefere-se à parcela do lucro líquido do exercício anterior excedente ao dividendo mínimo obrigatório a ser deliberada em assembleia geral ou poroutro órgão competente. É constituída conforme ICPC 08 (R1) e poderá ser destinada para pagamento de dividendos, retenção de lucros ou paraaumento de capital.

O saldo em 31 de dezembro de 2016 de R$68.602 havia sido distribuído como dividendos adicionais (Nota 25) conforme deliberação da AGOrealizada em 11 de abril de 2017. Todavia, em AGE realizada em 26 de dezembro de 2017, a Companhia deliberou sobre a reversão deste montantepara a Reserva de retenção de lucros (Nota 27.3.1).Outros resultados abrangentes

A variação no exercício no montante de R$68.602 é decorrente da reversão dos dividendos deliberados na AGO realizada em 11 de abril de 2017(Notas 25 e 27.3.2).

As bandeiras tarifárias aplicadas em 2017 foram:

Bandeiras MesesVerde Janeiro, Fevereiro e Junho

Amarela Março, Julho e Setembro

Vermelha - patamar 1 Abril, Maio, Agosto e Dezembro

Vermelha - patamar 2 Outubro e Novembro

O valor arrecadado pela aplicação das Bandeiras Tarifárias foi de R$178.786 enquanto o valor homologado pela ANEEL para ressarcimento decustos abrangidos pela CCRBT foi de R$242.507.


28

Nota 2017 2016 2017 2016 2017 2016Fornecimento - Faturado

Residencial 1.676.680 1.646.098 3.671.770 3.586.887 1.174.553 1.299.993

Industrial 13.022 12.402 1.404.708 1.854.865 491.191 722.001

Comercial 126.737 123.741 1.909.316 2.141.011 642.098 807.726

Rural 7.904 7.962 82.631 80.191 17.021 18.413

Poder público 8.968 8.996 302.922 309.755 98.795 112.017

Iluminação pública 3.611 3.289 348.994 342.352 64.367 67.896

Serviço público 1.423 1.389 254.051 281.596 76.069 93.738

Consumo próprio 165 167 6.155 6.206 0,00 0,00

1.838.510 1.804.044 7.980.547 8.602.863 2.564.094 3.121.784

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado

Consumidores cativos

Residencial 0,00 0,00 0,00 0,00 846.371 1.039.831

Industrial 0,00 0,00 0,00 0,00 201.181 364.222

Comercial 0,00 0,00 0,00 0,00 369.668 513.970

Rural 0,00 0,00 0,00 0,00 11.142 13.589

Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00 50.927 69.328

Iluminação pública 0,00 0,00 0,00 0,00 45.960 53.944

Serviço público 0,00 0,00 0,00 0,00 29.241 46.574

Consumidores livres 452 379 6.826.779 5.855.492 789.478 898.374

452 379 6.826.779 5.855.492 2.343.968 2.999.832

Suprimento - Faturado 2 2 46.410 43.200 7.280 4.970

Energia de curto prazo 0,00 0,00 1.570.559 1.269.557 433.402 177.724

Não faturado

Fornecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 29.323 (48.791)

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado 0,00 0,00 0,00 0,00 34.228 (46.967)

63.551 (95.758)

Receitas sobre ativos e passivos financeiros setoriais 0,00 0,00 0,00 0,00 707.081 (794.687)

Serviços cobráveis 0,00 0,00 0,00 0,00 6.286 10.996

Subvenções vinculadas ao serviço concedido 0,00 0,00 0,00 0,00 123.892 197.309

Receita operacional bruta 1.838.964 1.804.425 16.424.295 15.771.112 6.249.554 5.622.170

(-) Deduções à receita operacional 0 0 0 0

Tributos sobre a receita 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ICMS 0,00 0,00 0,00 0,00 (1.149.872) (1.352.262)

PIS/COFINS 0,00 0,00 0,00 0,00 (540.022) (503.536)

ISS 0,00 0,00 0,00 0,00 (323) (381)

- - - - (1.690.217) (1.856.179)

Encargos do consumidor

P&D e PEE 26 0,00 0,00 0,00 0,00 (36.374) (29.855)

CDE 26 0,00 0,00 0,00 0,00 (672.897) (797.098)

PROINFA - Consumidores Livres 0,00 0,00 0,00 0,00 (38.370) (38.427)

Bandeiras tarifárias (CCRBT) 26 0,00 0,00 0,00 0,00 (178.786) (75.427)

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 0,00 0,00 0,00 0,00 (3.472) (3.379)

- - - - (929.899) (944.186)

Receita 1.838.964 1.804.425 16.424.295 15.771.112 3.629.438 2.821.805

(*) Não auditado pelos auditores independentes.

29 Custos não gerenciáveis - Parcela "A" e gerenciávei s - Parcela "B"Os Custos gerenciáveis e não gerenciáveis são reconhecidos e mensurados: (i) em conformidade com o regime de competência, apresentadoslíquidos dos respectivos créditos de PIS e COFINS, quando aplicável; (ii) com base na associação direta da receita; e (iii) quando não resultarem embenefícios econômicos futuros.

Receita líquida

As receitas são mensuradas pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber. A receita é reconhecida em bases mensais e quando existeevidência convincente de que: (i) os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador; (ii) for provável que os benefícioseconômicos financeiros fluirão para a entidade; (iii) os custos associados possam ser estimados de maneira confiável; e (iv) o valor da receita possaser mensurado de maneira confiável. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. Os principais critérios de reconhecimento e mensuração, estão apresentados a seguir:

(ii) A energia fornecida e não faturada, correspondente ao período decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do balanço, é estimadae reconhecida como receita não faturada considerando-se como base a carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado; (iii) A receita de ativos financeiros setoriais é reconhecida mensalmente pela diferença entre os custos pertencentes à Parcela "A" efetivamenteincorridos no resultado, daqueles reconhecidos na receita de operações com energia elétrica previstos na tarifa vigente pela ANEEL; e(iv) A receita de Subvenção é reconhecida quando da efetiva aplicação de descontos nas tarifas de unidades consumidoras beneficiadas porsubsídios governamentais (Nota 16.1) pela diferença entre a tarifa de referência da respectiva classe de consumo daquela efetivamente aplicada aconsumidores beneficiários desses subsídios.

Nº de consumidores (*) MWh (*) R$

(i) As receitas com fornecimento de energia são medidas por meio da entrega de energia elétrica ocorrida em um determinado período. Essamedição ocorre de acordo com o calendário de leitura estabelecido pela Companhia. O faturamento dos serviços de distribuição de energia elétricaé, portanto, efetuado de acordo com esse calendário, sendo a receita de serviços registrada na medida em que as faturas são emitidas;


29.1

Nota 2017 2016

Contratos por disponibilidade 29.1.1 1.041.514 811.576

Contratos por quantidade 366.220 372.712

PROINFA 65.692 77.419

Contratos por cotas 29.1.2 714.903 293.079

Energia de curto prazo 29.1.3 177.119 136

Energia de Itaipu Binacional 473.567 435.057

Encargo de Energia de Reserva - EER (10.781) 26.189

Encargos de Serviço do Sistema - ESS 18.316 88.919

Outros 230 70

(-) Ressarcimentos CCEE/CONER (74.024) 0,00

(-) Créditos de PIS/COFINS (256.505) (196.663)

2.516.251 1.908.494

29.1.1

29.1.2

29.1.3

29.2

2017 2016Pessoal

Remuneração 72.374 76.973 Encargos 26.147 29.141 Previdência privada - Corrente 4.112 3.212 Benefício Pós-emprego - Previdência Privada - Déficit ou superávit atuarial 1.509 1.457 Programa de demissão voluntária 270 0Despesas rescisórias 9.403 885 Participação no Lucros e Resultados - PLR 12.888 13.189 Outros benefícios - Corrente 33.974 33.847 Outros 1.557 1.622

162.234 160.326 Administradores

Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 2.960 1.980 Benefícios dos administradores 140 2

3.100 1.982 Total 165.334 162.308

29.3

Nota 2017 2016

Serviços de consultoria 13.304 14.010

Serviços comerciais 62.105 60.467

Serviços de manutenção 25.865 25.713

Serviços técnicos 9.990 11.953

Serviços de limpeza e vigilância 8.386 8.377

Serviços de informática 29.334 26.720

Serviços de publicação e publicidade 4.313 1.930

Serviços de telecomunicações 4.808 4.526

(-) Crédito de COFINS (4.943) (5.010)

(-) Crédito de PIS (1.073) (1.088)

Outros 15.598 15.665

167.687 163.263

Energia elétrica comprada para revenda

Pessoal e AdministradoresRefere-se aos gastos com Pessoal e Administradores, líquidos de capitalizações.

Contratos por disponibilidadeO aumento dos montantes relacionados à compra de energia nos contratos na modalidade de disponibilidade decorre, principalmente, do aumentodo despacho termoelétrico realizado pelo ONS, frente ao atual cenário hidrológico desfavorável.Contratos por cotasO aumento dos montantes relacionados à compra de energia nos contratos na modalidade de cotas decorre, principalmente, do repasse de riscohidrológico associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física, cuja energia foi contratada no Ambiente deContratação Regulada – ACR e que firmaram o termo de repactuação do risco hidrológico.

Energia de curto prazoO aumento no montante de energia de curto prazo deve-se ao fato de que os MCSD de energia nova tiveram suas terceiras etapas concluídas apartir da contabilização de agosto de 2017, conferindo um efeito elevado na movimentação do curto prazo. Como a Companhia tinha energia areceber desta terceira etapa, a Companhia adquiriu contratos de cessão das distribuidoras cedentes e, estando sobrecontratada, teve os efeitosrefletidos no mercado de curto prazo por meio da venda de energia à PLD, que apresentou-se elevado, principalmente no 2º semestre de 2017.

Serviços de terceiros


30Nota 2017 2016

Reapresen-tado

Receitas financeiras

Juros e variações monetárias Juros e variações monetárias20,00 0,00

Renda de aplicações financeiras e cauções Renda de aplicações financeiras e cauções117.545 30.690

Energia vendida Energia vendida130.1 52.471 82.310

Depósitos judiciais e provisões cíveis, fiscais e trabalhistas Depósitos judiciais e provisões cíveis, fiscais e trabalhistas112.392 1.778

Ativos/ passivos financeiros setoriais Ativos/ passivos financeiros setoriais28 19.189 141.212

Juros e multa sobre tributos Juros e multa sobre tributos29 32.065 2.877

Outros juros e variações monetárias Outros juros e variações monetárias21.229 3.372

Operações de swap e hedge Operações de swap e hedge516.307 11.924

Variações em moeda estrangeira Variações em moeda estrangeira37.173 23.952

Ajustes a valor presente Ajustes a valor presente37.1 500 (1.097)

(-) Tributos sobre Receitas financeiras (-) Tributos sobre Receitas financeiras1(15.113) (5.760)

Outras receitas financeiras Outras receitas financeiras12.925 2.845 49 146.683 294.103

Despesas financeiras Despesas financeiras2

Encargos de dívida Encargos de dívida1 0,00 0,00

Empréstimos e financiamentos Empréstimos e financiamentos120.2.2 (49.862) (56.310)

Debêntures 20.2.1 (41.766) (66.291)

Variações em moeda estrangeira 20.2.2 (8.168) (10.871)

Operações de swap e hedge 20.2.2 (18.295) (33.268)

(-) Juros capitalizados (-) Juros capitalizados1 4.154 3.150

Juros e variações monetárias Juros e variações monetárias10,00 0,00

Energia comprada Energia comprada1 (562) (5.783)

Juros e multa sobre tributos Juros e multa sobre tributos19 (36.234) 0,00

Ativos/ passivos financeiros setoriais Ativos/ passivos financeiros setoriais1(5.903) (118.400)

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas124.1.1 (23.587) (19.679)

Outros juros e variações monetárias Outros juros e variações monetárias1(5.442) (8.254)

Outras despesas financeiras (13.951) (9.262) 49 (199.616) (324.968)

Total (52.933) (30.865)

30.1

31

2017 2016

Lucro antes dos tributos sobre o Lucro 212.013 85.061 Alíquota 34% 34%IRPJ e CSLL (72.084) (28.921)

Ajustes para refletir a alíquota efetiva 0,00 0,00

IRPJ e CSLL sobre adições e exclusões permanentes 0,00 0,00

Doações (312) (354)

Perdas indedutíveis (15) (189)

Juros sobre o capital próprio 22.312 22.355

Outras (274) (134)

Outros 0,00 0,00

IRPJ e CSLL diferidos não reconhecidos 0,00 0,00

Ajustes decorrentes de exercícios sociais anteriores (7.678) 4.877

Incentivos fiscais 1.105 5.109 Despesa de IRPJ e CSLL (56.946) 2.743

Alíquota efetiva 26,86% -3,22%

32

As despesas com Imposto de renda e Contribuição social compreendem os impostos correntes e diferidos, sendo reconhecidos no resultado excetoaqueles que estejam relacionados a itens diretamente reconhecidos no Patrimônio líquido.

Juros e variações monetárias - Energia vendidaA redução da rubrica no exercício é decorrente, substancialmente, da redução da quantidade de consumidores inadimplentes conjuntamente com aredução na quantidade de dias de pagamento das faturas dos mesmos.

Em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do Brasil, e com base nas análises periódicasconsubstanciadas nos relatórios de risco, são definidas estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros, as quais são aprovadas pelaAdministração, para operacionalização da referida estratégia. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condiçõescontratadas comparadas às condições vigentes no mercado por meio de sistemas operacionais integrados à plataforma SAP. A Companhia nãoefetua aplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com estas operações estãocondizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia.A administração dos riscos associados a estas operações é realizada por meio da aplicação de políticas e estratégias definidas pela Administração eincluem o monitoramento dos níveis de exposição de cada risco de mercado, previsão de fluxos de caixa futuros e estabelecimento de limites deexposição. Essa política determina também que a atualização das informações em sistemas operacionais, assim como a confirmação eoperacionalização das transações junto às contrapartes, sejam feitas com a devida segregação de funções.

A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégiasoperacionais e controles internos visando assegurar crédito, liquidez, segurança e rentabilidade. A contratação de instrumentos financeiros com oobjetivo de proteção é feita por meio de uma análise periódica da exposição aos riscos financeiros (câmbio, taxa de juros e etc.), a qual é reportadaregularmente por meio de relatórios de risco disponibilizados à Administração.

Resultado financeiro

Despesa com Impostos sobre o Lucro e Reconciliação entre as taxas efetivas e nominais dos tributos sob re o lucro

O imposto de renda registrado no resultado é calculado com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), às alíquotas aplicáveis segundo alegislação vigente (15%, acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$240 anuais). A contribuição social registrada no resultado écalculada com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), por meio da aplicação da alíquota de 9%. Ambos consideram a compensação deprejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real, quando aplicável.

Instrumentos financeiros e Gestão de riscos


32.1

32.1.1

31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016

Nota NíveisAtivos financeiros

Valor justo por meio do resultado

Caixa e equivalentes de caixa Ca

6

Aplicações financeiras Ap

Aplicações financeiras1Nível 2 27.047 316.809 27.047 316.809

Disponível para venda Di

Disponível para venda10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Ativos financeiros setoriais At

8 Ativos financeiros setoriais1Nível 2 613.398 461.936 613.398 461.936

Ativos mantidos até o vencimento At

Ativos mantidos até o vencimento10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cauções e depósitos vinculados Ca

13 Cauções e depósitos vinculados10,00 1.074 1.072 1.074 1.072

Empréstimos e recebíveis Empréstimos e recebíveis10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Caixa e equivalentes de caixa Ca

6

Bancos conta movimento Ba

Bancos conta movimento10,00 105.868 38.687 105.868 38.687

Consumidores e concessionárias Co

7 Consumidores e concessionárias10,00 856.579 664.827 856.579 664.827 Outros créditos - Partes relacionadas 16 Outros créditos - Partes relacionadas10,00 347 1.527 347 1.527

0 0 1.604.313 1.484.858 1.604.313 1.484.858

Passivos financeiros Pa

Passivos financeiros1

Outros ao custo amortizado Outros ao custo amortizado1

Fornecedores Fo

19 Fornecedores10,00 575.007 373.149 575.007 373.149 Em 20 Empréstimos, financiamentos e Debêntures1

Moeda nacional Mo

Moeda nacional10,00 636.084 446.753 636.230 446.753

Debêntures De

0,00 Debêntures10,00 353.822 291.210 359.758 284.789

Outras contas a pagar - Partes relacionadas Ou

16 Outras contas a pagar - Partes relacionadas10,00 639 537 639 537

Valor justo por meio do resultado Va

Valor justo por meio do resultado10,00 0,00 0,00 0,00 0,00Em

20Empréstimos, financiamentos e Debêntures2

Nível 2

Moeda nacional Mo

Moeda nacional20,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Moeda estrangeira Mo

Moeda estrangeira20,00 67.639 67.615 67.639 67.615

Derivativos De

Derivativos1Nível 2 6.728 9.922 6.728 9.922

Passivos financeiros setoriais Pa

8 Passivos financeiros setoriais1Nível 2 543.158 869.556 543.158 869.556

2.183.077 2.058.742 2.189.159 2.052.321

32.1.2

A baixa pode acontecer em função de cancelamento, pagamento, recebimento ou quando os títulos expirarem.

Classificação dos instrumentos financeiros

Instrumentos financeirosInstrumentos financeiros são definidos como qualquer contrato que dê origem a um ativo financeiro para a entidade e a um passivo financeiro ouinstrumento patrimonial para outra entidade.Estes instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da obrigação oudo direito e são inicialmente registrados pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.Instrumentos financeiros são baixados desde que os direitos contratuais aos fluxos de caixa expirem, ou seja, a certeza do término do direito ou daobrigação de recebimento, da entrega de caixa, ou título patrimonial. Para essa situação a Administração, com base em informações consistentes,efetua registro contábil para liquidação.

• Mantidos até o vencimentoSe a Companhia tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento seus instrumentos financeiros, esses são classificados como mantidosaté o vencimento. Investimentos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva,deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

• Valor justo por meio do resultado

Considerando que a taxa de mercado (ou custo de oportunidade do capital) é definida por agentes externos, levando em conta o prêmio de riscocompatível com as atividades do setor e que, na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/oumetodologias para suas estimativas, face aos negócios da empresa e às peculiaridades setoriais, o valor de mercado das Debêntures e dosEmpréstimos e financiamentos difere do seu valor contábil.

No caso dos Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas, de acordo com o CPC 12, não é aplicável a técnica de ajuste a valor presente aocontrato com o BNDES, uma vez que este contrato possui características próprias.

Para apuração do valor justo, a Companhia projeta os fluxos dos instrumentos financeiros até o término das operações seguindo as regrascontratuais, inclusive para taxas pós-fixadas, e utiliza como taxa de desconto o Depósito Interbancário - DI futuro divulgado pela BM&FBovespa,exceto quando outra taxa for indicada na descrição das premissas para o cálculo do valor justo, e considerando também o risco de crédito próprio daCompanhia e da Contraparte, de acordo com o CPC 46. Este procedimento pode resultar em um valor contábil diferente do seu valor justoprincipalmente em virtude dos instrumentos apresentarem prazos de liquidação longos e custos diferenciados em relação às taxas de jurospraticadas atualmente para contratos similares.

Valor justo é o preço que seria recebido pela venda de um ativo ou que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçadaentre participantes do mercado na data de mensuração.

As operações com instrumentos financeiros da Companhia que apresentam saldo contábil equivalente ao valor justo são decorrentes do fato destesinstrumentos financeiros possuírem características substancialmente similares aos que seriam obtidos se fossem negociados no mercado.

Posteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo:

Um instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando doreconhecimento inicial, e se a Companhia gerencia os investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordocom a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transaçãoatribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos.• Empréstimos e recebíveisSão designados para essa categoria somente os ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em ummercado ativo, reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, osempréstimos e recebíveis são medidos pelo método do custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda porredução ao valor recuperável.• Disponíveis para venda São designados nesta categoria os ativos financeiros não derivativos cujo o propósito para o qual foi adquirido não é aplicação de recursos paraobter ganhos de curto prazo, bem como não há a intenção de manter as aplicações até o vencimento ou ainda quando não estão enquadrados nasdemais categorias.• Outros ao custo amortizadoSão designados para essa categoria os ativos e passivos financeiros cujo o registro é o montante pelo qual os mesmos são mensurados em seureconhecimento inicial, menos as amortizações de principal, mais os juros acumulados calculados com base no método da taxa de juros efetivamenos qualquer redução por ajuste ao valor recuperável ou impossibilidade de pagamento.

Valor justo Valor contábil

Empréstimos, financiamentos e Debêntures

Empréstimos, financiamentos e Debêntures

Valor justo


32.1.2.1

32.1.3

Descrição Contraparte Vigência Posição 31/12/2017 31/12/ 2016 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 2017 2016

Swap

Ativo Libor 3M + 1,84% a.a.

20.259 20.259 75.000 75.000 68.522 67.615 (5.316) (8.801)

Passivo CDI + 1,20%

a.a. 0,00 0,00 0,00 0,00 75.250 77.537 (3.328) 12.543

(6.728) (9.922) (1.988) (21.344)

2017 2016Receitas financeiras

Variações monetárias moeda estrangeira 7.173 23.952

Operações de swap e hedge 10.152 11.924

Marcação a mercado 6.155 0,00

23.480 35.876

Despesas financeiras

Variações monetárias moeda estrangeira (8.168) (10.871)

Encargos de dívidas (2.335) (2.125)

Operações de swap e hedge (14.941) (33.806)

Marcação a mercado (3.354) 538

(28.798) (46.264)

Total (5.318) (10.388)

32.2

Nocional USD

As informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos dos instrumentos financeiros, que diferem do valor contábil,são divulgadas a seguir levando em consideração os prazos e relevância de cada instrumento financeiro:

A metodologia aplicada na segregação por níveis para o valor justo dos instrumentos financeiros da Companhia classificados como valor justo pormeio do resultado e disponível para venda, foi baseada em uma análise individual buscando no mercado operações similares às contratadas eobservadas. Os critérios para comparabilidade foram estruturados levando em consideração prazos, valores, carência, indexadores e mercadosatuantes. Quanto mais simples e fácil o acesso à informação comparativa mais ativo é o mercado, quanto mais restrita a informação, mais restrito éo mercado para mensuração do instrumento. Não houve alteração nas classificações dos níveis de Instrumentos financeiros no exercício.Instrumentos financeiros derivativos

Mensuração a valor justo de instrumentos financeiro s

A hierarquização dos instrumentos financeiros por meio do valor justo regula a necessidade de informações mais consistentes e atualizadas com ocontexto externo à Companhia. São exigidos como forma de mensuração para o valor justo dos instrumentos da Companhia:

(a) Nível 1 - preços negociados em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;(b) Nível 2 - diferentes dos preços negociados em mercados ativos incluídos no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, direta ouindiretamente; e

(c) Nível 3 - para o ativo ou passivo que são baseados em variáveis não observáveis no mercado. São geralmente obtidas internamente ou emoutras fontes não consideradas de mercado.

(i) Debêntures, Empréstimos e financiamentos e Derivativos: são mensurados por meio de modelo de precificação aplicado individualmente paracada transação levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente portaxas obtidas por meio das curvas de juros de mercado. Desta forma, o valor de mercado de um título corresponde ao seu valor de vencimento(valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto, incluindo o risco de crédito.

Nocional R$ Valor justo Efeitos no Resultado

Citibank N.A.04/09/2015 a 04/09/2019

Instrumento financeiro derivativo pode ser identificado desde que: (i) seu valor seja influenciado em função da flutuação da taxa ou do preço de uminstrumento financeiro; (ii) não necessita de um investimento inicial ou é bem menor do que seria em contratos similares; e (iii) sempre será liquidado em data futura. Somente atendendo todas essas características podemos classificar um instrumento financeiro como derivativo.Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos pelo seu valor justo, sendo os ganhos e perdas resultantes dessa reavaliação registradosno resultado do exercício.A Companhia contratou instrumento financeiro derivativo classificado como swap , registrado por meio de seu valor justo com a finalidade deproteger os riscos da variação cambial e da taxa de juros Libor - 3M do financiamento contratado junto ao Banco Citibank.Em atendimento à Instrução CVM nº 475/08, a informação sobre instrumentos financeiros derivativos deve compreender a razão do objeto protegido,o valor justo do instrumento, impacto nos resultados da Companhia durante o exercício, assim como características principais do objeto contratado.Esse detalhamento é demonstrado no quadro abaixo:

O vencimento líquido dos derivativos encontra-se demonstrado na nota 20.1.Os efeitos no resultado do exercício da dívida em moeda estrangeira, líquida de derivativos (swap), são demonstrados a seguir:

Resultado

Gestão de riscosA política de gestão de riscos da EDP - Energias do Brasil abrange todas as suas unidades de negócios e está alinhada à estratégia do Grupo EDPem suas operações no mundo. Cabe ao Comitê de Risco, garantir a governança do processo e atuar como elo entre a alta direção e a operaçãorotineira. Sua função é gerenciar e supervisionar todos os fatores de risco que possam provocar impactos nas atividades e nos resultados daCompanhia, além de propor metodologias e melhorias ao sistema de gestão.

Desde 2006 o Grupo EDP – Energias do Brasil desenvolveu processos para monitoramento e avaliação dos riscos corporativos. A partir de 2010,foram criados novos métodos e um novo dicionário de riscos, tendo sido o mesmo consolidado em 2011 como uma Norma de Risco Corporativo, emantida atualizada desde então.

A gestão de riscos corporativos é baseada nos melhores modelos de governança tais como COSO ERM – Committee of Sponsoring Organizationsof the Treadway Commision e ISO 31.000. A gestão integrada de riscos atua como facilitadora no processo de gestão integrada de riscos, auxiliandona identificação, classificação, avaliação e gerenciamento dos riscos e tem como objetivo assegurar que os diversos riscos inerentes a cada umadas áreas da empresa sejam geridos por seus responsáveis e reportados periodicamente à Diretoria da empresa.

O Comitê de Risco é composto por 3 “Risk Officers” separados por natureza dos riscos (Estratégicos, Energético/Regulatório, Financeiros eOperacionais) e pela Diretoria Executiva.O Comitê de Risco realiza reportes periódicos para o Comitê de Auditoria para o acompanhamento das atividades da Gestão de Risco. Além disso,no sentido de potencializar sinergias de governança entre a função de Gestão de Risco, Auditoria Interna e Compliance , estas funções se encontramreunidas debaixo de uma mesma diretoria.


32.2.1

32.2.1.1

Cenário (I) Cenário (II) Cenário (III) Cenário (IV) Cen ário (V)

Risco Até 1 ano 2 a 5 anosAcima de 5

anos ProvávelAumento do risco em 25%

Aumento do risco em 50%

Redução do risco em 25%

Redução do risco em 50%

Aplicação financeira - CDB CDI 1.883 0,00 0,00 1.883 471 942 (471) (942)

Cauções e depósitos vinculados CDI 6 0,00 0,00 6 2 3 (2) (3)

Instrumentos financeiros ativos CDI 1.889 - - 1.889 473 945 (473) (945)

Debêntures CDI (36.538) (58.767) 0,00 (95.305) (22.803) (45.358) 23.048 46.376

Empréstimos e financiamentos - CCB CDI (10.269) (2.986) 0,00 (13.255) (2.768) (5.482) 2.816 5.693

Empréstimos e financiamentos - NP CDI (15.138) (9.249) 0,00 (24.387) (6.338) (12.771) 6.231 12.366

Instrumentos financeiros passivos CDI (61.945) (71.002) - (132.947) (31.909) (63.611) 32.095 64.435

Swap - Ponta Passiva - Citibank N.A. CDI (5.106) (2.731) 0,00 (7.837) (1.539) (3.058) 1.559 3.139

Instrumentos financeiros derivativos CDI (5.106) (2.731) - (7.837) (1.539) (3.058) 1.559 3.139

(65.162) (73.733) - (138.895) (32.975) (65.724) 33.181 66.629

TJLP (11.306) (27.197) (3.430) (41.933) (7.238) (14.333) 7.238 14.333

Instrumentos financeiros passivos TJLP (11.306) (27.197) (3.430) (41.933) (7.238) (14.333) 7.238 14.333

(11.306) (27.197) (3.430) (41.933) (7.238) (14.333) 7.238 14.333

Citibank N.A. Dólar (36.813) (37.451) 0,00 (74.264) (18.611) (37.222) 18.611 37.222

Principal Dólar (34.420) (36.161) 0,00 (70.581) (17.645) (35.291) 17.645 35.291

Encargos Dólar (2.393) (1.290) 0,00 (3.683) (966) (1.931) 966 1.931

Instrumentos financeiros passivos Dólar (36.813) (37.451) - (74.264) (18.611) (37.222) 18.611 37.222

Swap - Ponta Ativa - Citibank N.A. Dólar 36.813 37.451 0,00 74.264 18.611 37.222 (18.611) (37.222)

Instrumentos financeiros derivativos Dólar 36.813 37.451 - 74.264 18.611 37.222 (18.611) (37.222)

- - - - - - - -

IPCA (17.015) (43.962) (4.073) (65.050) (5.416) (10.831) 5.416 10.831

Instrumentos financeiros passivos IPCA (17.015) (43.962) (4.073) (65.050) (5.416) (10.831) 5.416 10.831

(17.015) (43.962) (4.073) (65.050) (5.416) (10.831) 5.416 10.831

Citibank N.A. - Encargos Libor (2.393) (1.290) 0,00 (3.683) (491) (982) 491 982

Instrumentos financeiros passivos Libor (2.393) (1.290) - (3.683) (491) (982) 491 982

Swap - Resultado - Citibank N.A. Libor 2.393 1.290 0,00 3.683 491 982 (491) (982)

Instrumentos financeiros derivativos Libor 2.393 1.290 - 3.683 491 982 (491) (982)

- - - - - - - -

32.2.2

Empréstimos e financiamentos - BNDES

As curvas futuras dos indicadores financeiros CDI, TJLP, Dólar, IPCA e Libor 3M estão em acordo com o projetado pelo mercado e alinhadas com aexpectativa da Administração da Companhia.

A Companhia também está exposta ao risco de variação cambial, atrelado ao Dólar, por meio dos pagamentos de energia comprada de Itaipu,contudo, as alterações de variação cambial são repassadas integralmente ao consumidor na tarifa, por meio do mecanismo da CVA.

Análise de sensibilidadeEm atendimento à Instrução CVM nº 475/08, a Companhia efetua a análise de sensibilidade de seus instrumentos financeiros, inclusive osderivativos.

Deve-se considerar que a Companhia está exposta a oscilação da taxa SELIC e da inflação, podendo ter um custo maior na realização dessasoperações. A Companhia também possui exposições à variação cambial em Dólar e juros associados à Libor 3M atreladas a dívida em moedaestrangeira, entretanto, possui derivativo de swap com o objetivo de hedge econômico, para controlar todas as exposições à variação cambial ejuros para essas obrigações.

As análises de sensibilidade tem como objetivo mensurar o impacto às mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro daCompanhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido àsubjetividade contida no processo utilizado na preparação dessas análises. As informações demonstradas no quadro, mensuram contextualmente oimpacto nos resultados da Companhia em função da variação de cada risco destacado.

No quadro a seguir foram considerados cenários dos indexadores utilizados pela Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação de taxas dejuros e outros indexadores até as datas de vencimento dessas transações, com o cenário I (provável) o adotado pela Companhia, baseadofundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus do Banco Central, os cenários II e III com 25% e 50% de aumento dorisco, respectivamente, e os cenários IV e V com 25% e 50% de redução, respectivamente.

Aging cenário provável

Operação

Os riscos de liquidez atribuídos às rubricas de Debêntures e Empréstimos e financiamentos referem-se a juros futuros que, consequentemente, nãoestão contabilizados e encontram-se demonstrados na nota 34.1.

Risco de liquidezO risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira daCompanhia em cumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigaçõesfazem parte das divulgações. Informações com maior detalhamento sobre as debêntures e empréstimos captados pela Companhia são apresentados na nota 20.

Empréstimos e financiamentos - BNDES

Os indicadores tiveram seus intervalos conforme apresentado a seguir: CDI entre 7,00% e 8,50% a.a.; TJLP entre 5,00% e 6,75% a.a; Dólar entreR$3,22 e R$3,73; IPCA entre 3,10% e 4,70% a.a.; e Libor entre 1,49% e 2,26% a.a..

O risco de mercado é apresentado como a possibilidade de perdas monetárias em função das oscilações de variáveis que tenham impacto empreços e taxas negociadas no mercado. Essas flutuações geram impacto a praticamente todos os setores e, portanto, representam fatores de riscosfinanceiros.Os Empréstimos, financiamentos e Debêntures captados pela Companhia apresentados na nota 20, possuem como contraparte a Eletrobras, osagentes fiduciários Pentágono S.A. e Planner Trustee e os bancos BNDES e Citibank. As regras contratuais para os passivos financeiros adquiridospela Companhia criam fundamentalmente riscos atrelados a essas exposições. Em 31 de dezembro de 2017 a Companhia possui risco de mercadoassociado à TJLP, CDI, IPCA e Libor.

A Administração da Companhia somente utiliza linhas de créditos que possibilitem sua alavancagem operacional. Essa premissa é afirmada quandoobservamos as características das captações efetivadas.Os ativos financeiros mais expressivos da Companhia são demonstrados nas rubricas Caixa e equivalentes de caixa (Nota 6), Consumidores,concessionárias e permissionárias (Nota 7), e Ativos financeiros setoriais (Nota 8). A Companhia, em 31 de dezembro de 2016, tem em Caixa ummontante cuja disponibilidade é imediata e Equivalentes de caixa que são aplicações financeiras de liquidez imediata que são prontamenteconversíveis em um montante conhecido de caixa. Para Consumidores e concessionárias, os saldos apresentados compreendem um fluxo estimadopara os recebimentos. Os Ativos financeiros setoriais serão homologados pelo Poder Concedente e recebidos por meio da tarifa nos próximosreajustes ou revisões tarifárias.

Risco de mercado


31/12/2016

Até 1 mêsDe 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 ano De 1 a 5 anos

Mais de 5 anos Total Total

Passivos financeiros

Fornecedores 356.534 132.047 86.426 0,00 0,00 575.007 373.149

Outras contas a pagar - Partes relacionadas 0,00 0,00 106 533 0,00 639 537

Empréstimos, financiamentos e Debêntures 2.825 8.867 225.464 750.536 75.935 1.063.627 799.157

Derivativos 0,00 0,00 229 6.499 0,00 6.728 9.922

Passivos financeiros setoriais 0,00 0,00 248.266 294.892 0,00 543.158 869.556 359.359 140.914 560.491 1.052.460 75.935 2.189.159 2.052.321

32.2.2.1

Na regulação atual, a expansão em lastro do sistema energético nacional é garantida por meio da contratação de energia de longo prazo pelasdistribuidoras, por meio da projeção do seu mercado cativo, com 3 a 6 anos de antecedência em relação ao período de suprimento da energiaelétrica adquirida (alterado pelo Decreto nº 9.143/17), ou seja, as decisões de contratações utilizam-se de projeções econômicas de longo prazo queem situação de normalidade não apresentam grandes variações. O montante dos compromissos contratuais para compra de energia futura firmadosaté 31 de dezembro de 2017 estão apresentados na nota 34.1.

Adicionalmente, como resultado parcial da Resolução Normativa nº 726/16, a ANEEL alterou a regulamentação vigente, permitindo a dedução daenergia contratada relativa ao consumo dos clientes especiais que migrarem para o mercado livre nos contratos que forem firmados após apublicação da referida Resolução (junho de 2016), todavia, a Companhia não possuía contratos firmados após esta data.

• Elevação do nível de contratação por meio da contratação nos Leilões A-6, A-5, A-3, A-1, A-0, de fontes alternativas (alterado pelo Decreto nº9.143/17), de ajuste e também por meio de participações no MCSD tanto de Energia Existente quanto de Energia Nova com declaração de déficit;

No entanto, aos CCGFs não foi dada a prerrogativa de redução do volume contratado para que a distribuidora pudesse administrar o seu nível decontratação. Com esta alteração, alheia à gestão das distribuidoras, este segmento passou a não possuir mecanismos suficientes para se protegercontra a redução de consumo e migração de clientes ao ambiente livre. Nomeadamente, passou a não mais poder participar do MCSD 4%,tampouco do MCSD Trocas Livres e do MCSD Mensal. Logo, não mais pôde realizar reduções de volume nos CCEARs de energia existente talcomo preconizado na Lei nº 10.848/04 e no artigo 29 do Decreto nº 5.163/04.

• (i) Diminuição do nível de contratação por meio da redução dos volumes dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado –CCEARs de energia existente por quantidade, com redução anual de até 4% do volume contratado por variações de mercado; (ii) declaração inferiora 96% do montante de reposição em Leilões A-1 (alterado pelo Decreto nº 8.828/16); (iii) redução de contratos de energia existente por quantidadepor migração de consumidores convencionais ao Ambiente de Contratação Livre (ACL); (iv) acordos bilaterais; e (v) participação em MCSD’s comdeclaração de sobra.

Com a publicação da Lei nº 12.783/13, que tratou da prorrogação das concessões do setor de energia elétrica, os agentes detentores de usinashidrelétricas cujo prazo de concessão terminasse em até cinco anos puderam solicitar a renovação da concessão, submetendo-se ao regime deCotas de Garantia Física, alocadas às distribuidoras por meio dos Contratos de Cotas de Garantia Física - CCGFs. Assim, a partir de 2013, osCCGFs substituíram parte dos CCEARs de energia existente das distribuidoras.

Além dos contratos CCGFs, que não apresentam a prerrogativa de redução do volume contratado, a perda de flexibilidade das distribuidoras nagestão de suas sobras contratuais foi potencializada pela introdução de CCEARs de energia existente por disponibilidade nos seus portfólios, osquais também não preveem cláusula contratual específica que permita a redução do montante contratado.

A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduz o volume de água nosreservatórios das usinas hidrelétricas, ocasionando, além de um risco de racionamento de energia, um aumento no custo de aquisição de energia nomercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinastermoelétricas, gerando maior necessidade de caixa e consequentemente de aumentos tarifários futuros para a recomposição do equilíbrioeconômico-financeiro do Contrato de Concessão.

A Companhia também gerencia o risco de liquidez por meio do monitoramento contínuo dos fluxos de caixa previstos e reais, bem como pela análisede vencimento dos seus passivos financeiros. A tabela abaixo detalha os vencimentos contratuais para os passivos financeiros registrados em 31 dedezembro de 2017, incluindo principal e juros, considerando a data mais próxima em que a Companhia espera liquidar as respectivas obrigações.

31/12/2017

Risco de sobrecontratação

No cenário atual, além da queda no consumo ocasionada por uma conjuntura econômica adversa e imprevisível com 3 a 5 anos de antecedência, aforte elevação nas tarifas do mercado regulado em contrapartida de um preço no mercado livre próximo ao piso, levaram muitos clientes a migraremdo ambiente cativo ao livre, motivados por uma redução do custo com a compra de energia. Ambos os fatores levaram as distribuidoras a umcenário generalizado de sobrecontratação.

A estratégia para contratação de energia pela Companhia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 105%,minimizando os riscos com a compra de energia para atendimento ao mercado cativo. Para tal, a cada processo de decisão do montante dedeclaração de compra de energia em leilão e da participação em Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, utilizam-se demodelos estatísticos para a projeções de diversos cenários de consumo, onde correlaciona-se variáveis climáticas, econômicas e tarifárias, além demodelos de otimização que buscam a minimização do custo, risco de penalidade e não-repasse tarifário.

Conforme previsto na regulamentação do setor, em especial no Decreto nº 5.163/2004, se a energia contratada estiver dentro do limite de até 5%acima da necessidade total da distribuidora, haverá repasse integral às tarifas do custo incorrido com a compra de energia excedente e daconsequente liquidação ao PLD. Contudo, quando a distribuidora ultrapassar o referido limite, sendo este ocasionado de forma voluntária, ficaexposta à variação entre o preço de compra e o de venda do montante excedente no mercado de curto prazo.

Em relação ao risco de racionamento, para o seu monitoramento, a Companhia utiliza como ferramentas o Subcomitê de Risco Energético que temcomo práticas: (i) a avaliação do cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões de atuação, das variáveis macro emicroeconômicas, e as especificidades de cada mercado, em um horizonte de cinco anos; (ii) a antecipação de potenciais impactos sobre a geraçãode energia elétrica, de forma assegurar o suprimento de energia; (iii) minimização dos impactos na receita; e (iv) evitar o desabastecimento dasconcessionárias.

No exercício, a sobrecontratação de energia afetou positivamente o resultado da Companhia em R$41.063.

Com a publicação do Decreto nº 9.143/17, passou-se a reconhecer a exposição contratual involuntária das distribuidoras sempre que observada acondição do máximo esforço do agente, em razão de: (i) compra frustrada de energia elétrica em leilões de contratação; (ii) acontecimentosextraordinários e imprevisíveis decorrentes de eventos alheios à vontade do agente vendedor, reconhecidos pela ANEEL; (iii) alterações nadistribuição dos CCGFs, na disponibilidade de energia e potência da Itaipu Binacional, do PROINFA e, a partir do ano de 2013, das Usinas Angra 1 eAngra 2; e (iv) exercício da opção de compra por consumidores livres e especiais. Contudo, apesar de reconhecida a exposição involuntária, oscritérios de cumprimento da condição de máximo esforço do distribuidor ainda não foram estabelecidos.

Para mitigação dos riscos de sobre e subcontratação (exposição), há instrumentos previstos na regulamentação para que as distribuidoras possamelevar ou reduzir o volume de energia contratada, ou seja, administrar seus portfólios de contratos. São eles:


32.2.2.2

32.2.3

Nota 31/12/2017 31/12/2016Classificação da instituição financeiraAAA 27.047 166.208 AA 0,00 150.601

6 27.047 316.809

32.2.4

32.2.5

31/12/2017 31/12/2016

Total dos empréstimos e debêntures 1.070.355 809.079

(-) Caixa e equivalentes de caixa (132.915) (355.496)

Dívida líquida 937.440 453.583

Total do Patrimônio Líquido 1.313.446 1.248.960

Total do capital 2.250.886 1.702.543

Índice de alavancagem financeira - % 41,65% 26,64%

As atividades da Companhia são regulamentadas e fiscalizadas pelas agências reguladoras (ANEEL, ARSESP etc.) e demais órgãos relacionadosao setor (MME, CCEE etc.). A Companhia tem o compromisso de estar em conformidade com todos os regulamentos expedidos, sendo assim,qualquer alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre suas atividades. A mitigação dos riscos regulatórios é realizada por meio do monitoramento dos cenários que envolvem o negócio. Adicionalmente, a Companhiaatua na discussão dos temas de seu interesse disponibilizando estudos, teses e experiências aos públicos formadores de opinião.

A Administração entende que as operações de aplicações financeiras contratadas não expõem a Companhia a riscos significativos que futuramentepossam gerar prejuízos materiais.

Risco regulatório

Gestão de capitalOs objetivos da Administração ao administrar o capital são os de salvaguardar a capacidade de continuidade da Companhia para oferecer retornoaos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo.

Para manter ou ajustar a estrutura do capital, o Grupo EDP - Energias do Brasil pode rever a política de pagamento de dividendos, devolver capitalaos acionistas ou, ainda, emitir novas ações para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento.

Outra importante fonte de risco de crédito é associada às aplicações financeiras. A administração desses ativos financeiros é efetuada por meio deestratégias operacionais com base nas políticas e controles internos visando assegurar liquidez, segurança e rentabilidade.

A Companhia opera apenas com instituições financeiras cuja classificação de risco seja no mínimo A na agência Fitch Ratings (ou equivalente paraas agências Moody’s ou Standard & Poor’s). Segue abaixo os montantes de aplicações financeiras segregadas por classificação de riscos:

As decisões sobre aplicações financeiras são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros da Companhia, que estabelececondições e limites de exposição a riscos de mercado avaliados por agências especializadas. A política determina níveis de concentração deaplicações em instituições financeiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia, de forma a manter umaproporção equilibrada e menos sujeita a perdas.

Estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias doBrasil, são realizadas periodicamente baseadas nas informações extraídas dos relatórios de riscos.

Os contratos de concessão de distribuição priorizam o atendimento abrangente do mercado, sem que haja qualquer exclusão das populações debaixa renda e das áreas de menor densidade populacional. Desta forma, o atendimento e aceite ao novo consumidor cativo dentro da área deatuação da concessionária que presta o serviço na região é regra integrante do contrato de concessão.Assim, para a distribuição de energia elétrica o instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é o Contas a receber deconsumidores. As regras para composição das perdas estimadas com créditos de liquidação duvidosa atendem à fundamentação disposta peloregulador e premissas aprovadas pela Administração da Companhia.

Vencimento antecipado de dívidas

A pulverização da venda de energia elétrica a essa base consumidora atribui menor volatilidade aos recebimentos da Companhia, pode-se levar emface a composição de 12,05% de estimativas de não realização dos créditos conforme nota 7.A principal ferramenta na mitigação do risco de não realização do contas a receber de consumidores é a suspensão do fornecimento de energiaelétrica aos consumidores inadimplentes. Anterior a essa etapa a Companhia realiza diversos métodos de cobrança tais como cobrançasadministrativas, notificações na fatura de energia e via SMS, protesto junto aos cartórios, restrição de crédito junto às empresas de proteção aocrédito, entre outras. A Companhia oferece diversos canais de atendimento para facilitar o contato com o consumidor, dentre elas, call centers , lojas de atendimento presencial, internet, aplicativo, além de realização de feirões para acordos de pagamentos.

A Companhia possui contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures com cláusulas restritivas (Covenants) , normalmente aplicável a essetipo de operação, relacionada ao atendimento de índice financeiro.

Covenants são indicadores econômico-financeiros de controle da saúde financeira da Companhia exigidos nos contratos de ingresso de recursos. Onão cumprimento dos covenants impostos nos contratos de empréstimos e financiamentos pode acarretar em um desembolso imediato ouvencimento antecipado de uma obrigação com fluxo e periodicidade definidos. A relação dos covenants por contrato aparecem descritosindividualmente na nota 20. Até 31 de dezembro de 2017 todos os covenants das obrigações contratadas foram atendidos em sua plenitude.

Além do controle de covenants atrelado ao risco de liquidez, existem garantias contratadas (Nota 34.2) para as rubricas de Empréstimos,financiamentos e Debêntures. Essas garantias contratuais são o máximo que a Companhia pode ser exigida a liquidar, conforme os termos doscontratos de garantia financeira, caso o valor total garantido seja executado pela contraparte decorrente de falta de pagamento. Para a rubrica deCompra de Energia, as garantias estão vinculadas, em sua maioria, aos recebíveis da Companhia, passiveis de alteração decorrente de eventuaisperdas de crédito nestes recebíveis.Risco de créditoO risco de crédito compreende a possibilidade da Companhia não realizar seus direitos. Essa descrição está diretamente relacionada às rubricas deCaixa e equivalentes de caixa, Consumidores e concessionárias, Cauções e depósitos vinculados, entre outras.No setor de energia elétrica as operações realizadas estão direcionadas ao regulador que mantém informações ativas sobre as posições de energiaproduzida e consumida. As comercializações são geradas a partir de leilões, contratos, entre outros e esse mecanismo agrega confiabilidade econtrola a inadimplência entre participantes setoriais.


33

33.1

Variação monetária e

cambial Valor justoAdições/ baixas Outros

Cauções e depósitos vinculados 13 1.072 - - - - 2 1.074

Dividendos 25 55.888 (55.888) - - 55.780 - 55.780

Empréstimos, financiamentos e debêntures 20 809.079 166.665 3.962 (2.800) 93.449 - 1.070.355

866.039 110.777 3.962 (2.800) 149.229 2 1.127.209

33.2

31/12/2017 31/12/2016

Constituição de dividendos e JSCP a pagar 55.780 55.888

Capitalização de juros de empréstimos e debêntures ao imobilizado e intangível4.154 3.150

59.934 59.038

3434.1

31/12/2016

2018 2019 a 2020 2021 a 2022A partir de

2023 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais Responsabilidades com locações operacionais110.059 5.305 840 0,00 16.204 3.971

Obrigações de compra Obrigações de compra12.828.291 5.530.279 4.815.524 15.373.043 28.547.137 28.321.879

Compra de energia Compra de energia12.027.219 4.146.081 3.927.299 13.120.377 23.220.976 25.424.186

Encargos de conexão e transporte de energia Encargos de conexão e transporte de energia1362.129 969.024 871.610 2.250.711 4.453.474 2.212.053

Materiais e serviços Materiais e serviços1438.943 415.174 16.615 1.955 872.687 685.640

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures190.950 94.228 22.541 4.882 212.601 149.471

2.929.300 5.629.812 4.838.905 15.377.925 28.775.942 28.475.321

31/12/2016

2018 2019 a 2020 2021 a 2022A partir de

2023 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais Responsabilidades com locações operacionais27.942 4.451 751 0,00 13.144 3.221

Obrigações de compra Obrigações de compra22.685.171 5.614.083 5.385.895 25.799.130 39.484.279 37.985.757

Compra de energia Compra de energia21.976.491 4.324.776 4.427.285 22.965.949 33.694.501 33.943.649

Encargos de conexão e transporte de energia Encargos de conexão e transporte de energia2362.129 943.727 943.727 2.831.181 5.080.764 3.479.170

Materiais e serviços Materiais e serviços2346.551 345.580 14.883 2.000 709.014 562.938

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures272.415 93.840 26.860 7.734 200.849 172.707

2.765.528 5.712.374 5.413.506 25.806.864 39.698.272 38.161.685

34.2

Tipo de garantia 31/12/2017 31/12/2016Aval de acionista Seguro de vida 131.923 135.209

Ações judiciais 49 49

Empréstimos e financiamentos 642 642

Compra de energia 302 299

Outros 81 81

Ações judiciais 127.958 188.765

Outros 260 321

Fiança corporativa Empréstimos e financiamentos 352.159 290.685

Compra de energia 108.775 124.223

Empréstimos e financiamentos 2.409 4.348

Outros 31.403 17.868

Notas promissórias Empréstimos e financiamentos 219.190 222.096

Seguro garantia Ações judiciais 377.247 18.692

1.352.398 1.003.278

Demonstrações dos Fluxos de Caixa

Em conformidade com o CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa, seguem abaixo as mudanças ocorridas nos ativos e passivosdecorrentes das atividades de financiamento, incluindo os ajustes para conciliar o lucro:

Atividades de financiamento

Em conformidade com o CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa, as transações de investimento e financiamento que não envolveram ouso de caixa ou equivalentes de caixa não devem ser incluídas na demonstração dos fluxos de caixa. Todas as atividades de investimento e financiamento que não envolveram movimentação de caixa e, portanto, não estão refletidas em nenhumarubrica da demonstração do fluxo de caixa, estão demonstradas abaixo:

NotaSaldo em 31/12/2016 Efeito caixa

Efeito não caixa

Saldo em 31/12/2017

Transações não envolvendo caixa

Total

Compromissos contratuais e Garantias

Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem os mesmos compromissos contratuais demonstrados acima, todavia, estãoatualizados com as respectivas taxas na data-base de 31 de dezembro de 2017, ou seja, sem projeção dos índices de correção, e não estãoajustados a valor presente.

31/12/2017

Garantias

Modalidade

Depósito caucionado

Compromissos contratuais

Em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apresenta os compromissos contratuais, não reconhecidos nas Demonstrações Contábeis Regulatórias,apresentados por maturidade de vencimento.Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem essencialmente acordos e compromissos necessários para o decurso normal daatividade operacional da Companhia, inclusive aqueles compromissos contratuais que ultrapassam a data final da concessão, atualizados com asrespectivas taxas projetadas e ajustados ao valor presente pela taxa que corresponde o custo médio de capital (WACC) do Grupo EDP.

31/12/2017

Fiança bancária

Recebíveis


35

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Subestações 425.283 32.000 394.889 29.000

Prédios e conteúdos (próprios e terceiros) 57.673 57.673 60.433 60.433

Transportes (materiais) 0,00 0,00 2.800 2.800

Transportes (veículos) 2.029 2.029 1.600 1.600

Seguro de vida 131.923 (*) 135.209 (*)

3636.1

36.1.1

Cobertura de seguros

(*) O valor de indenização será de 24 vezes o salário do colaborador, sendo o limite máximo de R$556 até o cargo de diretor. Para os cargos de vice-presidente e presidente o limite máximo é de R$1.389.

A Companhia possui seguro patrimonial das subestações onde, dentre os itens segurados, destacam-se máquinas e equipamentos de transmissão edistribuição de energia elétrica.A EDP - Energias do Brasil possui cobertura de Responsabilidade Civil, estendida para a Companhia, com os limites conforme apresentados abaixo:

(i) Responsabilidade civil geral, com cobertura de até R$50.000;(ii) Responsabilidade civil ambiental, com cobertura de até R$18.218; e(iii) Responsabilidade civil de administradores e diretores, com cobertura de até R$82.705.

Revisões e Reajustes TarifáriosRevisão Tarifária PeriódicaEm 28 de abril de 2015, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução Normativa nº 660, alterações na metodologia aplicável aos processos de RevisãoTarifária Periódica das distribuidoras de energia elétrica, válidas para os processos realizados a partir de 06 de maio de 2015 e envolverammudanças nos seguintes temas: i) Procedimentos gerais

• Atualização de dados estatísticos das séries de atividades subnormais; e• Redução na velocidade de redução para fins de trajetória para atingimento da meta de perda regulatória.

• Extinção do conceito de ciclo tarifário passando a ser utilizadas as metodologias e parâmetros vigentes por ocasião do processamento da revisãotarifária; e• Atualização dos parâmetros ocorrerá em períodos de 2 a 4 anos, enquanto que as metodologias em períodos de 4 a 8 anos.ii) Remuneração dos investimentos• A taxa de remuneração do capital investido (WACC) passou de 7,5% a.a., para 8,09% a.a. (líquido de impostos). Os pontos de aprimoramento naatualização foram: (i) uniformização das séries, (ii) utilização do risco de crédito médio das empresas no capital de terceiros, (iii) recálculo do custode capital a cada 3 anos, com revisão da metodologia a cada 6 anos; e• Inclusão de remuneração para o risco associado à operação de investimentos realizados com recursos de terceiros, ou seja, as “ObrigaçõesEspeciais”.iii) Custos operacionais• Para definição dos Custos Operacionais eficientes, foram considerados os “índices de qualidade” e “perdas”.iv) Fator X• A fórmula de cálculo do Fator X passa a considerar índice que avalia a qualidade comercial.v) Perdas não técnicas

A Companhia mantém apólices de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas e regidas por norma de contratação emanutenção de seguros aprovado pela Diretoria do Grupo EDP – Energias do Brasil. A contratação de seguros leva em consideração a natureza e ograu de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e responsabilidades.As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma revisão das Demonstrações Contábeis Regulatórias econsequentemente, não foram auditadas pelos auditores independentes. Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:

31/12/2017 31/12/2016

A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.973 de 20 de outubro de 2015, homologou o resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia,aplicada a partir de 23 de outubro de 2015.O efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 16,14%, sendo 17,09% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e médiatensão e 15,37% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.

No processo de Revisão Tarifária Periódica, que se dá a cada quatro anos na Companhia, a ANEEL recalcula os custos regulatórios passíveis degerenciamento pela distribuidora (Parcela "B") que incluem: (i) os custos operacionais e (ii) os custos do capital (remuneração e depreciação). Já oscustos não gerenciáveis (Parcela "A"), que englobam a energia comprada de geradoras, o transporte da energia, os encargos setoriais e os ajustesfinanceiros são atualizados com base na variação de preços verificada nos doze meses anteriores e projeção para os doze meses subsequentes.O Fator X é calculado em função dos componentes “Pd” (ganhos de produtividade) e “T” (trajetória para adequação de custos operacionais), que irãoperdurar por todo o ciclo, além do componente “Q” (incentivo à qualidade), recalculado a cada processo tarifário. Os valores foram homologados em:“Pd”: 1,14%; “T”: -0,23%; e “Q”: -0,33%.No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos para reajuste das tarifas deenergia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera para os custos não gerenciáveis (Parcela "A"), as variaçõesincorridas no período entre reajustes e, para os custos gerenciáveis (Parcela "B"), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X,conforme mencionado no parágrafo anterior.

vi) Receitas irrecuperáveis• O nível de Receitas irrecuperáveis (%) passa a ser calculado com base no histórico de 60 meses de inadimplência da concessionária.vii) Outras receitas• O percentual de compartilhamento de Outras receitas foi alterado para 30% nos serviços de: (i) eficientização do consumo de energia elétrica; (ii)instalação de cogeração qualificada; e (iii) serviços de comunicação de dados. Para os demais serviços foi definido em 60%.A revisão tarifária da Companhia ocorrida em 23 de outubro de 2015 já incorporou estas alterações.

Revisão tarifária Periódica de 2015 - 4CRTP


36.1.2

Valores

4.619.622

11.008

668.404

623.726

3.316.484

2.537.247

2.082.375

9.431

2.072.944

1.490

-

536.631

129.641

1.667.444

-

-

4,05%

134.318

12,26%

11.026

215.455

36.1.3

Valores

205.214

51.304

51.304

102.606

4.983

10.474

25.650

41.107

36.1.4

36.1.5

(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)

(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)

(20) Remuneração de Obrigações Especiais

(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)

(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) = (1) - (2) - (3)

(8) Índice de Aproveitamento Depreciado

(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)

(10) Almoxarifado em Operação

(11) Ativo Diferido

(12) Obrigações Especiais Líquida

O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação,tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.

Composição da Base de Remuneração Regulatória

Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de RemuneraçãoRegulatória quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneraçãoaqueles ativos que compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.Na composição da revisão tarifária de 2015 destacam-se os componentes: Remuneração do Capital e Quota de Reintegração Regulatória, derivadosda Base de Remuneração Regulatória homologada. A Base de Remuneração Bruta foi de R$3,316 bilhões e a Base de Remuneração Líquida deR$1,667 bilhões.O ajuste financeiro reconhecido pela ANEEL neste processo foi de R$572,2 milhões, referente à diferença entre os custos homologados e osefetivamente incorridos pela Companhia no período tarifário.

Cabe ressaltar que a ANEEL acatou parcialmente o Recurso Administrativo interposto pela Companhia frente ao resultado do Reajuste TarifárioOrdinário de 2014, adicionando R$274 ao componente financeiro deste processo tarifário.A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da remuneração e quota de reintegração de acordo com a notatécnica nº 273 de 16 de outubro de 2015, aplicados nas tarifas da outorgada a partir de 23 de outubro de 2015.

Descrição

Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definiçãoda base de remuneração no Ciclo de Revisão Tarifária Periódica - CRTP vigente, devem ser observadas as seguintes diretrizes:(i) A base de remuneração aprovada no CRTP anterior deve ser “blindada”. Entende-se como base blindada os valores aprovados por laudo deavaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações;

(ii) As inclusões entre as datas-base do CRTP vigente e anterior, desde que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas noprocesso de revisão tarifária do CRTP vigente;(iii) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração blindada (item i) com os valores dasinclusões ocorridas entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária – base incremental (item ii);(iv) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do CRTP vigente; e

(v) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.

(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)

(2) Índice de Aproveitamento Integral

(3) Obrigações Especiais Bruta

(4) Bens Totalmente Depreciados

(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)

(6) Depreciação Acumulada

(19) WACC real antes de impostos

(21) Remuneração do Capital = (14) * (19) + (20)

Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis - CAIM I

Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base deremuneração. Esses ativos são determinados como uma relação do AIS.

(13) Terrenos e Servidões

(15) Saldo RGR PLPT

(16) Saldo RGR Demais Investimentos

(17) Taxa de Depreciação

(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)

(6) Anuidade - Veículos (CAV)

(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)

(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)

Ajuste da Parcela "B" em Função de Investimentos Re alizados

A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI determinados na nota técnica nº 273 de 16 de outubro de 2015, aplicados nas tarifas daoutorgada a partir de 23 de outubro de 2015.

Descrição(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)

(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)

(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)

No CRTP vigente, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidoraentre o CRTP anterior e o CRTP vigente, calculados com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, paraa data-base da revisão tarifária anterior. Caso os investimentos efetivamente realizados sejam inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator X do CRTP anterior, esse item érecalculado, com a substituição dos valores de investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demaisparâmetros.Resumo da Revisão TarifáriaAplicando-se as metodologias definidas no Módulo 2 do PRORET, que trata da revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energiaelétrica, a revisão tarifária da Companhia é sintetizada na tabela a seguir, onde são apresentados todos os itens da receita requerida daconcessionária, as outras receitas, os componentes financeiros e a receita verificada. A tabela apresenta também o quanto cada item de receitacontribui para o reposicionamento tarifário apresentado, de acordo com a Nota Técnica nº 273 de 16 de outubro de 2015, aplicados nas tarifas daoutorgada a partir de 23 de outubro de 2015 até a data da próxima revisão tarifária a ocorrer em 23 de outubro de 2019.


Receita Verificada

Receita Requerida Variação

Participação na Revisão

Participação na Receita

3.208.578 3.478.518 8,4% 6,70% 81,47%

942.318 1.253.147 33,0% 7,71% 29,35%

4.626 3.341 -27,8% -0,03% 0,08%

732.797 771.685 5,3% 0,97% 18,07%

97.101 99.638 2,6% 0,06% 2,33%

0 238.501 0 5,92% 5,59%

66.548 104.442 56,9% 0,94% 2,45%

41.129 35.410 -13,9% -0,14% 0,83%

117 130 10,6% 0 0

256.560 214.922 -16,2% -1,03% 5,03%

196.927 143.712 -27,0% -1,32% 3,37%

24.082 30.339 26,0% 0,16% 0,71%

246 348 41,5% 0 0,01%

20.030 22.450 12,1% 0,06% 0,53%

8.517 10.639 24,9% 0,05% 0,25%

6.758 7.434 10,0% 0,02% 0,17%

2.009.700 2.010.449 0,04% 0,02% 47,09%

Receita Verificada

Receita Requerida Variação

Participação na Revisão


PARCELA "B" 821.184 790.962 -3,7% -0,75% 18,53%

409.371 407.891 -0,4% -0,04% 9,55%

45.627 40.774 -10,6% -0,12% 0,96%

228.337 213.711 -6,4% -0,36% 5,01%

153.490 133.230 -13,2% -0,50% 3,12%

29.302 27.173 -7,3% -0,05% 0,64%

(29.285) (31.817) 8,6% -0,06% -0,75%

(15.658) 0 0,39% 0

4.029.762 4.269.480 5,95%

17,85%

457.468 14,27%

445.118 13,89%

31.942 1,00%

21.757 0,68%

10.315 0,32%

(27.675) -0,86%

10.743 0,34%

715 0,02%

(17.327) -0,54%

(339.712) -10,60%

(49.224) -1,54%

274 0,01%

10.132 0,32%

1.316 0,04%

(274) -0,01%

(8) 0,00%

16.672 0,52%-7,66%

16,14%

36.2

Encargos Setoriais

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013

Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER

PARCELA "A" [Encargos+Transmissão+Energia]

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)

MUST Itaipu

Transporte de Itaipu

Conexão

Custos de Aquisição de Energia

P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.

O N S

Custos de Transmissão

Rede Básica

Rede Básica Fronteira

Rede Básica ONS (A2)

Outras Receitas

Ajustes Investimentos 2CRTP

IRT considerando a variação tarifária da RTE

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atua l

CVA em Processamento - Encargos Setoriais

CVA em Processamento - Energia comprada

Custos Operacionais

Anuidades

Remuneração

Depreciação

Receitas Irrecuperáveis

Conselho de Consumidores

Penalidade de Sobrecontratação/Ultrapassagem no Suprimento

Ajuste Liminar Abrace

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do P rocesso AnteriorEfeito Médio a ser percebido pelos Consumidores

Financeiro de Reversão RTE - Energia

Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso

Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia

Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior

Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE

Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009

CVA em Processamento - Transmissão

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes

Neutralidade dos Encargos

Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007

Exposição Diferença Preços entre Submercados

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)

Reajuste Tarifário Anual de 2016Em 18 de outubro de 2016, por meio da Resolução Homologatória nº 2.158, a ANEEL homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual aplicadopela Companhia a partir de 23 de outubro de 2016.O efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de -23,53%, sendo -28,64% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta emédia tensão e -19,51% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.A Parcela "B" foi ajustada em 9,54%, resultando em um saldo atualizado de R$828.863. O IGP-M apurado para o período tarifário é de 10,66% e oFator X de 1,12%. O Fator X é composto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 1,14%, “T” (trajetória para adequação dos custosoperacionais) de -0,24% e “Q” (incentivo à qualidade) de +0,22%.


36.2.1

Variação Participação no Reajuste


-7,18% -5,85% 78,88%-11,11% -3,50% 29,23%

7,22% 0,01% 0,09%-39,20% -7,14% 11,53%16,31% 0,38% 2,81%11,35% 0,63% 6,44%83,17% 2,02% 4,64%33,48% 0,72% 2,98%

-14,80% -0,12% 0,74%6,32% 0 0 1,90% 0,10% 5,46%

-2,92% -0,10% 3,46%13,69% 0,10% 0,87%22,39% 0,01% 0,01%10,05% 0,05% 0,62%4,00% 0,01% 0,28%

16,73% 0,03% 0,22%-5,46% -2,45% 44,19%9,54% 1,76% 21,12%

-4,09% 100,00%

-7,52%-0,58%4,33%0,15%

-6,68%1,35%

-0,70%-0,02%0,02%

-0,42%-2,58%-0,38%0,001%

-0,004%-2,07%0,001%0,05%

-11,92%-23,53%

36.3

(ii) Custos de Transmissão: Variação de 1,90% em relação ao processo de revisão tarifária de 2015, correspondendo a um efeito médio de 0,10%.

Ajuste Parcela "B" (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela "B"Ajuste Parcela "B" (Alteração das perdas não técnicas) - Financeiro de Parcela "A"

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atua lCVA em Processamento - Encargos Setoriais + NeutralidadeCVA em Processamento - Energia compradaCVA em Processamento - TransmissãoSaldo a Compensar CVA-Ano Anterior + AjustesNeutralidade dos EncargosRepasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007Recálculo de sobrecontratação/exposição de energia de 2014

Rede BásicaRede Básica FronteiraRede Básica ONS (A2)

(iii) Compra de Energia: Variação de -5,46% em relação ao processo anterior, contribuindo para um efeito médio de -2,45%. Contribuiu para esseefeito negativo no custo da aquisição de energia a tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela ResoluçãoHomologatória nº 2.001, de 15 de dezembro de 2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015.


Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses subsequentes, essescontribuíram no efeito tarifário em -7,52% no atual reajuste da Companhia. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeirosconsiderados no processo de revisão tarifária de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa umaredução de -11,92% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores.O Valor da Parcela "A" apresentou uma variação de -7,18% em relação ao processo de revisão tarifária de 2015, representando -5,85% nacomposição do efeito médio, com destaque para:(i) Encargos Setoriais: O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -11,11% em comparação com os valores do processo de revisãotarifária de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de -3,51%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE– USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 2.077, de 7 de junhode 2016, que contribuiu para um efeito médio de -7,13% no atual reajuste da Companhia.

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)Financeiro de Reversão RTE - EnergiaFinanceiro de Reversão RTE - CDE Uso

PARCELA "B"IRT considerando a variação tarifária da RTE

Resumo do Reajuste Tarifário

MUST ItaipuTransporte de Itaipu

Reajuste Tarifário Anual de 2017

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EERPROINFAP&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist. Isol.O N S

Custos de Transmissão

Conexão

Em 17 de outubro de 2017, por meio da Resolução Homologatória nº 2.315, a ANEEL homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual aplicadopela Companhia a partir de 23 de outubro de 2017.O efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 24,37%, sendo 27,31% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e médiatensão e 22,67% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.

Durante o processo de Reajuste Tarifário, a ANEEL atualiza os custos regulatórios passíveis de gerenciamento pela distribuidora (Parcela "B"),enquanto os custos não gerenciáveis (Parcela "A") e os itens financeiros são atualizados com base na variação de preços verificada nos doze mesesanteriores e da projeção para os doze meses subsequentes. A Parcela "B" foi ajustada em -2,68%, resultando em um saldo de R$806.603. O IGP-Mapurado para o período tarifário é de -1,45% e o Fator X de 1,23%. O Fator X é composto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 1,14%, “T”(trajetória para adequação dos custos operacionais) de -0,24% e “Q” (incentivo à qualidade) de 0,33%.O ajuste dos itens financeiros reconhecido pela ANEEL neste processo foi de R$158.945, dos quais R$21.462 negativos referentes à diferença entreos custos não gerenciáveis (energia, transporte e encargos) homologados e os efetivamente incorridos pela Companhia no período tarifário de 2016a 2017, e os restantes R$180.407 referente a previsão de custos com risco hidrológico a realizar no período tarifário de 2017 a 2018.

Em 2016 o MME, por meio da portaria nº 120, revisou a base de ativos das transmissoras de energia. Essa revisão resultou em um incrementoneste reajuste de R$397.382 (representando 10,7 p.p. dos 24,37%), homologados por meio da Resolução Homologatória da ANEEL nº 2.259/17.

Com a hidrologia desfavorável, as hidroelétricas tiveram custos extras por não poderem produzir energia, de modo que a energia adquirida de Itaipu,das usinas contratadas na modalidade de cotas e das demais hidroelétricas tiveram aumentos de custos, que juntos, representam cerca de 14 p.p.do reajuste.

PARCELA "A" [Encargos+Transmissão+Energia]Encargos SetoriaisTaxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE

Financeiro de Reversão RTE - CDE EnergiaDiferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009Penalidade de Sobrecontratação/Ultrapassagem no SuprimentoAjuste Liminar Abrace

Custos de Aquisição de Energia


36.3.1

Variação Participação no Reajuste


12,04% 9,35% 80,04%-11,15% -3,28% 23,99%-3,55% 0 0,08%

-22,70% -2,78% 8,72%18,86% 0,50% 2,90%-1,15% -0,07% 5,53%

-17,74% -0,78% 3,31%-11,94% -0,38% 2,56%32,19% 0,23% 0,89%7,31% 0 0

185,66% 10,70% 15,14%191,81% 6,97% 9,75%278,81% 2,54% 3,17%

1,63% 0 0,01%23,94% 0,16% 0,77%

321,80% 0,96% 1,16%29,50% 0,07% 0,28%

4,54% 1,93% 40,91%-2,68% -0,60% 19,96%

8,75% 100,00%

4,21%-7,24%4,40%0,64%0,74%1,50%

-1,95%0,02%4,78%

-0,01%-0,19%-0,02%1,54%

11,40%24,37%

37 Conciliação entre as Demonstrações Financeiras So cietárias e Demonstrações Contábeis RegulatóriasPara fins estatutários, a Companhia seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração das Demonstrações ContábeisSocietárias, sendo que para fins regulatórios, a Companhia seguiu a regulamentação regulatória, determinada pelo Órgão Regulador apresentada noManual de Contabilidade do Setor Elétrico. Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária aapresentação da reconciliação das informações apresentadas seguindo as práticas regulatórias com as informações apresentadas seguindo aspráticas societárias.

Resumo do Reajuste Tarifário

PARCELA "A" [Encargos+Transmissão+Energia]Encargos SetoriaisTaxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEEConta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EERPROINFAP&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist. Isol.O N S

Custos de TransmissãoRede BásicaRede Básica FronteiraRede Básica ONS (A2)MUST ItaipuTransporte de ItaipuConexão

Custos de Aquisição de EnergiaPARCELA "B"IRT considerando a variação tarifária da RTE

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atua lCVA em Processamento - Encargos SetoriaisCVA em Processamento - Energia compradaCVA em Processamento - TransporteSaldo a Compensar CVA-Ano Anterior + AjustesNeutralidade dos EncargosRepasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)Previsão de Risco HidrológicoRepasse de ultrapassagem de Supridas/Permissionárias de EnergiaCompensação ref. acordos bilaterais de CCEARRecálculo Exposição CCEAR entre SubmercadosEnergiaMCP Agosto 2017


(iii) Compra de Energia: Variação de 4,54% em relação ao processo anterior, contribuindo para um efeito médio de 1,93%. Contribuíram para oefeito positivo no custo da aquisição de energia o aumento do preço de venda dos contratos de Angra e de Itaipu Binacional.

Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses subsequentes, essescontribuíram no efeito tarifário em 4,21% no atual reajuste da Companhia. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeirosconsiderados no reajuste tarifário anual de 2016, que contribuíram com uma redução nas tarifas estabelecidas em 2015, representa um aumento de11,40% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores.

O Valor da Parcela "A" apresentou uma variação de 12,04% em relação ao Reajuste de 2016, representando 9,35% na composição do efeito médio,com destaque para:(i) Encargos Setoriais: O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -11,15% em comparação com os valores do reajuste de 2016,correspondendo a uma variação tarifária no efeito médio de -3,28%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO,decorrente da homologação das cotas anuais da CDE para o ano de 2017, conforme Resolução Homologatória nº 2.204, de 7 de março de 2017,que contribuiu para um efeito médio de 9,35% no atual reajuste da Companhia, bem como a redução do EER, em função da retirada da previsão dareceita fixa de Angra III, a qual integrou o encargo em 2016.

(ii) Custos de Transmissão: Variação de 185,66% em relação ao Reajuste de 2016, correspondendo a um efeito médio de 10,70%. Destaca-se apublicação das Resoluções Homologatórias nº 2.258 e 2.259, ambas de 2017, as quais aprovaram, respectivamente, as Receitas Anuais Permitidasdas concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, contemplando os efeitos da Portaria MME nº 120, de2016.


37.1

Nota Societário Ajustes Regulatório Societário Ajustes Re gulatório

Caixa e equivalentes de caixa 0 132.915 0 132.915 355.496 0 355.496 Consumidores 781.598 0 781.598 609.465 0 609.465 Concessionárias e Permissionárias 37.846 0 37.846 8.272 0 8.272 Serviços em Curso 37.1.2 0 43.662 43.662 0 39.620 39.620 Tributos Compensáveis 37.1.3 341.179 0 341.179 32.208 34.824 67.032 Tributos diferidos 37.1.3 0 0 0 34.824 (34.824) 0Depósitos Judiciais e Cauções 229 0 229 279 0 279 Almoxarifado Operacional 7.909 0 7.909 3.667 0 3.667 Ativos Financeiros Setoriais 37.1.1 55.365 264.947 320.312 1.145 413.701 414.846 Despesas Pagas Antecipadamente 3.045 0 3.045 494 0 494 Outros Ativos Circulantes 37.1.2 63.015 (798) 62.217 48.604 1.002 49.606

1.423.101 307.811 1.730.912 1.094.454 454.323 1.548.777

0 0Consumidores 35.456 0 35.456 44.017 0 44.017 Ativo financeiro indenizável 37.1.4 736.074 (736.074) 0 626.138 (626.138) 0Concessionárias e Permissionárias 1.679 0 1.679 3.073 0 3.073 Tributos Compensáveis 84.866 0 84.866 72.688 0 72.688 Depósitos Judiciais e Cauções 91.742 0 91.742 75.488 0 75.488 Tributos Diferidos 37.1.6 122.814 (107.019) 15.795 247.905 (127.127) 120.778 Ativos Financeiros Setoriais 37.1.1 154.433 138.653 293.086 0 47.090 47.090 Despesas Pagas Antecipadamente 5.176 0 5.176 0 0 0Bens e Direitos para Uso Futuro 681 0 681 681 0 681 Outros Ativos Não Circulantes 9.349 0 9.349 11.620 0 11.620 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica37.1.4 868 0 868 1.062 2 1.064 Imobilizado 37.1.4 164 2.496.560 2.496.724 2 2.400.340 2.400.342 Intangível 37.1.4 1.011.288 (939.522) 71.766 960.251 (897.950) 62.301

2.254.590 852.598 3.107.188 2.042.925 796.217 2.839.142

3.677.691 1.160.409 4.838.100 3.137.379 1.250.540 4.387.919


Fornecedores 575.007 0 575.007 373.149 0 373.149 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 237.385 0 237.385 153.244 0 153.244 Obrigações Sociais e Trabalhistas 37.1.5 28.840 (1.699) 27.141 27.318 (1.883) 25.435 Benefícios Pós-Emprego 7.948 0 7.948 1.016 0 1.016 Tributos a Recolher 37.1.5 170.928 3.670 174.598 175.001 4.012 179.013 Provisão para Litígios 6.508 0 6.508 14.605 0 14.605 Dividendos Declarados e Juros Sobre Capital Próprio 55.780 0 55.780 55.888 0 55.888 Encargos Setoriais 37.1.2 91.594 42.864 134.458 91.627 40.622 132.249 Passivos Financeiros Setoriais 37.1.1 29.675 264.947 294.622 316.711 413.701 730.412 Outros Passivos Circulantes 37.1.5 41.818 (1.971) 39.847 44.455 (2.129) 42.326

1.245.483 307.811 1.553.294 1.253.014 454.323 1.707.337

Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 832.970 0 832.970 655.835 0 655.835 Benefícios Pós-Emprego 19.447 0 19.447 0 0 0Tributos a Recolher 210.548 0 210.548 0 0 0Provisão para Litígios 122.266 0 122.266 99.172 0 99.172 Encargos Setoriais 3.798 0 3.798 7.613 0 7.613 Tributos Diferidos 4 0 4 0 0 0Passivos Financeiros Setoriais 37.1.1 109.883 138.653 248.536 92.054 47.090 139.144 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica37.1.4 0 506.200 506.200 0 502.349 502.349 Outros Passivos Não Circulantes 27.591 0 27.591 27.509 0 27.509

1.326.507 644.853 1.971.360 882.183 549.439 1.431.622

2.571.990 952.664 3.524.654 2.135.197 1.003.762 3.138.959

Capital Social 596.669 0 596.669 596.669 0 596.669 Reservas de Capital 77.687 0 77.687 77.687 0 77.687

Outros Resultados Abrangentes37.1.4 e 37.1.7

(71.002) 318.810 247.808 (46.045) 351.100 305.055

Reservas de Lucros 502.347 0 502.347 373.871 0 373.871

Lucros Acumulados37.1.4 e 37.1.7 0 (111.065) (111.065) 0 (104.322) (104.322)

1.105.701 207.745 1.313.446 1.002.182 246.778 1.248.960

3.677.691 1.160.409 4.838.100 3.137.379 1.250.540 4.387.919

37.1.1

37.1.2

Ativo não circulante

Ativo circulante

Balanço Patrimonial

31/12/2017 31/12/2016Ativo

Total do patrimônio líquido

Total do passivo e do patrimônio líquido

A seguir são detalhadas a natureza e explicações das práticas contábeis divergentes:

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

Total do passivo

Patrimônio líquido

Passivo não circulante

Total do ativo

Passivo

Passivo circulante

31/12/2017 31/12/2016

Outros ativos circulantes, Serviços em curso e Enca rgos SetoriaisNo âmbito societário, as obrigações de P&D e PEE são apresentadas líquidas dos respectivos serviços em curso referente a esses programas, ematendimento a compensação de ativos e passivos requeridos pelo CPC 26, enquanto que, no âmbito regulatório, os gastos efetuados somente sãotransferidos dos serviços em curso em contrapartida às obrigações de P&D e PEE registradas como Encargos Setoriais quando do encerramentodos projetos, conforme Resoluções Normativas ANEEL nºs 504/12 e 556/13, respectivamente.

O CPC emitiu, em 28 de novembro de 2014, o OCPC 08 (Reconhecimento de Determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil-Financeirosde Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica) que teve por objetivo tratar dos requisitos básicos de reconhecimento, mensuração eevidenciação dos ativos e passivos setoriais nas Demonstrações Financeiras Societárias.

O OCPC 08 determinou que, como tratavam-se de ativos e passivos recuperados por meio da tarifa cobrada do consumidor, os mesmos deveriamser tratados como ativos ou passivos financeiros, conforme o caso, em contrapartida da receita operacional, no resultado do exercício. Seus efeitossão apresentados como ativo ou passivo pelo montante líquido considerando cada período de reajuste tarifário, em atendimento ao critério decompensação de ativos e passivos financeiros do CPC 39. Contudo, no âmbito regulatório, cada item de desvio tarifário é apresentado como ativoou passivo considerando cada período de reajuste tarifário.


37.1.3

37.1.4

Nota 31/12/2017 31/12/2016Ativo financeiro indenizável (736.074) (626.138) Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica 0 2 Imobilizado 2.496.560 2.400.340 Intangível (939.522) (897.950) Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (506.200) (502.349) Diferença entre VNR (-) VOC (Outros Resultados Abrangentes) 37.1.7 (483.045) (531.969) Atualização do Ativo financeiro indenizável - VNR (Prejuízos Acumulados) 37.1.7 168.281 158.064

- -

37.1.5

37.1.6

37.1.7

Nota 31/12/2016 Depreciação Amortização Baixa 31/12/2017

Diferença entre VNR (-) VOC 37.1.4 531.969 (47.774) 2.367 (3.517) 483.045

Imposto de renda e Contribuição social 10 (180.869) 16.243 (805) 1.196 (164.235)

351.100 (31.531) 1.562 (2.321) 318.810

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Efeito dos ajustes no Ativo financeiro indenizável - VNR 37.1.4 (168.281) (158.064)

Efeito dos ajustes no (-) IR/CS diferido 10 57.216 53.742

Efeitos dos ajustes entre Contabilidade Societária e Regulatória (111.065) (104.322)

Ativo Financeiro Indenizável, Imobilizado, Intangív el e Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço P úblico de Energia ElétricaOs ajustes apresentados são decorrentes da aplicação, no âmbito societário, da ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão, mas que para fins decontabilidade regulatória tais práticas não foram adotadas. A aplicação da ICPC 01 (R1) resultou na bifurcação em Intangível e Ativo financeiroindenizável do montante registrado para fins regulatórios como Ativo Imobilizado, Intangível e Obrigações Vinculadas à Concessão do ServiçoPúblico de Energia Elétrica.

No âmbito societário:• Ativo financeiro indenizável: O valor de R$736.074, refere-se ao crédito a receber do Poder Concedente devido ao direito incondicional de recebercaixa ao final da concessão, conforme previsto em contrato, a título de indenização pelos serviços de construção efetuados e não recebidos por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Estes ativos financeiros estão registrados de forma a refletir a melhor estimativa do Valor Novode Reposição - VNR, conforme critérios estabelecidos em regulamento do Poder Concedente e com base em uma metodologia ajustada e atualizadapelo IPCA sobre o valor dos ativos em serviço pertencentes à concessão e que serão reversíveis ao final da concessão.

Tributos Diferidos

Tributos Compensáveis e Tributos Diferidos AtivosNo exercício de 2016, nas demonstrações financeiras societárias, o PIS e COFINS calculados sobre os ativos e passivos setoriais eram classificadoscomo Tributos Diferidos, visto que a obrigação de seu pagamento dar-se-ia apenas quando da realização do passivo setorial. Todavia, como o planode contas regulatório não contemplava a classificação de tributos diferidos no circulante, no âmbito da contabilidade regulatória os montantes eramclassificados como Tributos Compensáveis. Conforme descrito na nota 5.3, a Companhia deixou de contabilizar tributos diferidos sobre os ativos epassivos setoriais, fazendo com que não mais houvesse diferença entre as contabilidades.

Segue abaixo um resumo dos ajustes entre a contabilidade societária e a regulatória:

• Outros resultados abrangentes (Nota 27.4): no âmbito regulatório, de acordo com a Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010, ovalor da reavaliação regulatória compulsória, decorrente da diferença entre o valor contábil em 31 de dezembro de 2010 e o Valor Novo deReposição – VNR, do ativo imobilizado, líquido dos efeitos dos impostos, foi registrado em contrapartida à referida reserva.

• Prejuízos acumulados: No âmbito societário refere-se a atualização do ativo financeiro indenizável quando do aplicação da ICPC 01 (R1), nãoconsiderada na contabilidade regulatória.

Imposto de renda e contribuição social diferidos, calculados à alíquota de 34%, incidentes sobre a diferença dos valores existentes entre acontabilidade societária e da contabilidade regulatória (Nota 37.1.7).

• Intangível: O valor de R$1.011.288, refere-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistemade distribuição de energia elétrica e pelo uso de infraestrutura. Estão registrados ao seu valor de custo acrescido de encargos financeiros, quandoaplicável. A amortização é registrada com base na vida útil estimada de cada bem, limitada ao prazo final da concessão.No âmbito regulatório:• Imobilizado: Os efeitos da aplicação da ICPC 01 não são reconhecidos pela ANEEL e, consequentemente, não integram à ContabilidadeRegulatória. Dessa forma, os bens vinculados à concessão são classificados como Imobilizado, e registrados com base no Valor Novo de Reposição -VNR, aprovado no laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR, deduzidos da respectiva depreciação acumulada calculada pelométodo linear utilizando-se as taxas anuais estabelecidas pela ANEEL, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivasUnidades de Cadastro – UC, conforme determina a Resolução Normativa nº 367 de 2 de junho de 2009.

• Intangível: compreendem os ativos adquiridos de terceiros e os gerados internamente pela Companhia, substancialmente representados por gastosna implementação de softwares e faixas de servidões permanentes registrados, mensurados com base no VNR, aprovado no laudo de avaliação daBRR, deduzidos da respectiva amortização acumulada, quando aplicável.

Obrigações sociais e trabalhistas, Tributos a Recol her e Outros passivos circulantes

No âmbito regulatório, as rubricas de INSS e FGTS sobre a folha de pagamento estão sendo apresentados na rubrica de Tributos, enquanto que noâmbito societário o valor é apresentado em conjunto com as demais rubricas de encargos sociais e trabalhistas. Já a rubrica de Folha de pagamentolíquida no âmbito societário está sendo apresentada na rubrica de Outros passivos circulantes por ser considerado como outros valores a pagar,enquanto que no âmbito regulatório são consideradas como Obrigações sociais e trabalhistas.

• Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica: são obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energiaelétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquerretorno a favor do doador e às subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. Sãoacrescidas do valor de reavaliação homologado pela ANEEL por meio do laudo de avaliação da BRR e amortizadas pela taxa média de depreciaçãodos ativos correspondentes a essas obrigações, conforme legislação vigente.

Patrimônio líquido


37.2


Fornecimento de energia elétrica 2.593.417 0 2.593.417 3.072.993 0 3.072.993 Suprimento de energia elétrica 7.280 0 7.280 4.970 0 4.970 Energia Elétrica de Curto Prazo 433.402 0 433.402 177.724 0 177.724 Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição 2.378.196 0 2.378.196 2.952.865 0 2.952.865 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 707.081 0 707.081 (794.687) 0 (794.687) Serviços cobráveis 37.2.1 6.077 209 6.286 8.738 2.258 10.996

37.2.2 101.008 22.884 123.892 84.277 113.032 197.309

Outras receitas 37.2.1 71.380 (71.380) 0 54.019 (54.019) 0Receita de construção 37.2.1 269.742 (269.742) 0 246.348 (246.348) 0Atualização do ativo financeiro indenizável 37.2.3 10.216 (10.216) 0 25.060 (25.060) 0

0 0

0 0ICMS (1.149.872) 0 (1.149.872) (1.352.262) 0 (1.352.262) PIS 37.2.1 (97.186) 861 (96.325) (90.684) 864 (89.820) COFINS 37.2.1 (447.661) 3.964 (443.697) (417.694) 3.978 (413.716) ISS (323) 0 (323) (381) 0 (381)

0 0

0 0Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (18.187) 0 (18.187) (14.080) 0 (14.080) Programa de Eficiência Energética - PEE (18.187) 0 (18.187) (15.775) 0 (15.775) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 37.2.2 (650.013) (22.884) (672.897) (684.066) (113.032) (797.098) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (3.472) 0 (3.472) (3.379) 0 (3.379) Bandeiras tarifárias - CCRBT (178.786) 0 (178.786) (75.427) 0 (75.427) PROINFA - Consumidores Livres (38.370) 0 (38.370) (38.427) 0 (38.427)

3.975.742 (346.304) 3.629.438 3.140.132 (318.327) 2.821.805

Energia elétrica comprada para revenda (2.516.251) 0 (2.516.251) (1.908.494) 0 (1.908.494) Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição (299.476) 0 (299.476) (203.186) 0 (203.186) Outros (1.265) 0 (1.265) 0 0 0

1.158.750 (346.304) 812.446 1.028.452 (318.327) 710.125

Pessoal e administradores 37.2.4 (159.875) (1.347) (161.222) (157.706) (1.390) (159.096) Entidade de previdência privada (4.112) 0 (4.112) (3.212) 0 (3.212) Material (13.983) 0 (13.983) (16.468) 0 (16.468) Serviços de terceiros (167.687) 0 (167.687) (163.263) 0 (163.263) Arrendamento e aluguéis (7.125) 0 (7.125) (11.002) 0 (11.002) Seguros (1.117) 0 (1.117) (1.162) 0 (1.162) Doações, contribuições e subvenções (919) 0 (919) (1.041) 0 (1.041) Provisões (42.831) 0 (42.831) (71.431) 0 (71.431) Perdas na alienação de bens e direitos 37.2.5 (39.883) (3.517) (43.400) (40.774) (7.484) (48.258) (-) Recuperação de despesas 3.933 0 3.933 4.344 0 4.344 Tributos (7.274) 0 (7.274) (7.918) 0 (7.918) Depreciação e amortização 37.2.5 (91.579) (45.408) (136.987) (83.253) (48.697) (131.950) Gastos diversos 37.2.4 (35.541) 1.347 (34.194) (37.614) 1.390 (36.224) Custo com construção da infraestrutura 37.2.1 (269.742) 269.742 0 (246.348) 246.348 0Outras Receitas Operacionais 37.2.1 4.367 66.346 70.713 6.044 46.919 52.963 Outras Despesas Operacionais (1.295) 0 (1.295) (481) 0 (481)

324.087 (59.141) 264.946 197.167 (81.241) 115.926

(52.933) - (52.933) (30.865) - (30.865) Receitas financeiras 37.2.6 117.300 29.383 146.683 153.846 140.257 294.103 Despesas financeiras 37.2.6 (170.233) (29.383) (199.616) (184.711) (140.257) (324.968)

271.154 (59.141) 212.013 166.302 (81.241) 85.061 Despesa com Impostos sobre o Lucro 37.1.6 (77.054) 20.108 (56.946) (24.879) 27.622 2.743

194.100 (39.033) 155.067 141.423 (53.619) 87.804

37.2.1

37.2.2

37.2.3

37.2.4

Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido

Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao s erviço concedido e Conta de Desenvolvimento Energét ico - CDENo âmbito regulatório, os montantes envolvidos em liminares questionando a cobrança de itens cobertos pela cota CDE, conforme determinou oDespacho ANEEL nº3.371/16, foram classificados na rubrica Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido, contudo, noâmbito societário, tais montantes foram classificados líquidos na rubrica Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, visto que os mesmos foramabatidos da cota de CDE paga pela Companhia. Atualização do ativo financeiro indenizável

Refere-se a atualização do Ativo financeiro indenizável existente na contabilidade societária no âmbito da adoção da ICPC 01 (R1).

Lucro antes dos impostos sobre o lucro

Resultado da Atividade

Resultado Financeiro

• Receita de construção: no âmbito societário, está diretamente associado às adições ao ativo intangível em formação (Direito de Concessão -Infraestrutura), não sendo incorporada margem nesta atividade de construção assim classificada conforme a aplicação da ICPC 01 (R1) - Contratosde Concessão. A formação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiais utilizados, damedição da prestação de serviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuado em contrapartidaà Custo com construção da infraestrutura em igual montante, apresentados na rubrica de Custos gerenciáveis - Parcela "B".

• Serviço cobráveis, Outras receitas vinculadas e PIS e COFINS: No âmbito regulatório a rubrica de Receitas de atividades não vinculadas àconcessão e seus respectivos tributos estão sendo apresentados na rubrica de Outras receitas operacionais no grupo de Custos gerenciáveis -Parcela "B", já no âmbito societário o valor compõe a rubrica de Receita Operacional Líquida - ROL.

A seguir são detalhadas a natureza e explicações das práticas contábeis divergentes:

Receita líquida

Custos não gerenciáveis - Parcela "A"

Encargos - Parcela "A"

Demonstrações de Resultados2017 2016

Operações em continuidade

Receita

Tributos

Pessoal, administradores e gastos diversos

Conforme Despacho de encerramento ANNEL nº 4.356/17, no âmbito regulatório a rubrica de Gastos com estagiários foi reclassificada de GastosDiversos para rubrica de Pessoal e Administradores. No âmbito societário, o montante não foi reclassificado.

Resultado Líquido do Exercício

Receita

Resultado antes dos custos gerenciáveis

Custos gerenciáveis - Parcela "B"


37.2.5

37.2.6

2017 08/07/1905Reapresen-

tado

Receitas financeiras Receitas financeiras2

Atualização monetária dos ativos financeiros setoriais Atualização monetária dos ativos financeiros setoriais15.903 118.400

Variação monetária moeda estrangeira Variação monetária moeda estrangeira110.128 10.871

Operações de swap Operações de swap113.352 11.924

Ajuste a Valor Presente Ajuste a Valor Presente 10,00 (1.097)

Ajuste de IOF sobre receitas financeiras Ajuste de IOF sobre receitas financeiras10,00 159

29.383 140.257

Despesas financeiras Despesas financeiras2

Atualização monetária dos Passivos financeiros setoriais Atualização monetária dos Passivos financeiros setoriais1(5.903) (118.400)

Variação monetária da moeda estrangeira Variação monetária da moeda estrangeira1(10.128) (10.871)

Operações de swap Operações de swap2(13.352) (11.924)

Ajuste a Valor Presente Ajuste a Valor Presente 20,00 1.097

Ajuste de IOF sobre receitas financeiras Ajuste de IOF sobre receitas financeiras20,00 (159)

(29.383) (140.257) - -

3838.1

FonteData da

liberação Vencimento Valor

jan/18 jan/21 100.000

fev/18 jun/25 36.600

136.600

38.2

Para mais informações sobre os recursos recebidos acima, vide nota 20.

Projeto de Lei sobre “Modernização e Abertura do Me rcado Livre de Energia Elétrica”Em 9 de fevereiro de 2018, o MME publicou o Projeto de Lei sobre a “Modernização e Abertura do Mercado Livre de Energia Elétrica”, que seráencaminhado ao Congresso. O Projeto de Lei, fruto das análises das contribuições enviadas no âmbito das Consultas Públicas nº 32 e nº 33,contemplam: (i) aumento da liberdade de escolha do consumidor de energia elétrica; (ii) proposta para solucionar a questão do GSF; (iii) valoraçãodos atributos das fontes alternativas na expansão da oferta de energia elétrica; (iv) a alocação dos custos de segurança do sistema elétrico de formaisonômica entre os usuários; e (v) possibilidade da implantação do modelo de contratação de lastro separado da comercialização de energia elétrica.Ainda são abordados temas para estudos, tais como: desenvolvimento de bolsas de energia, aprimoramento dos mecanismos de garantia eformação de preços, redução de custos para a implantação de medidores inteligentes e abertura do mercado livre para o segmento residencial.Com as mudanças propostas, espera-se um ambiente de negócios mais dinâmico, com expansão do mercado livre e liberdade de escolha dosclientes, sinais de preço que induzam eficiência, inserção da tecnologia na gestão dos equipamentos de rede e de produção, a expansão da ofertacom mecanismo sustentável e paga por todos os agentes, e mais racionalidade econômica aos subsídios. Todos esses resultados tendem a trazereficiência e agregar valor ao Grupo EDP - Energias do Brasil.As contribuições do Grupo EDP - Energias do Brasil, de maneira geral, foram consideradas na proposta final do Projeto de Lei e os próximosmovimentos decorrentes deste processo deverão ser divulgados nos próximos meses.

Captações e liberações de recursosA partir de 1º de janeiro de 2018 até o encerramento destas demonstrações contábeis regulatórias, a Companhia obteve os seguintes recursos:

Custo da dívida Finalidade

Debêntures - 8ª Emissão - 2ª Integralização

107,50% do CDI Refinanciar e alongar o prazo médio da dívida e capital de giro

BNDES FINEM (Liberação)TJLP + 2,96%a.a. / IPCA +

3,23%a.a.Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

Eventos Subsequentes

DIRETORIA

Michel Nunes Itkes Fernando Peixoto Saliba

* * *

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas Michel Nunes Itkes

Presidente Vice-Presidente

Diretor de Contabilidade, Tributos e Gestão de Ativos

Gestor de ContabilidadeContador - CRC 1SP271964/O-6

Marney Tadeu Antunes

Carlos Emanuel Baptista Andrade Henrique Manuel Marques Faria Lima FreireConselheiro Conselheiro

Luiz Otavio Assis Henriques Pompeu Freire de Mesquita

Diretor de Regulação e Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo

Diretor de Planejamento e EngenhariaDiretor Financeiro e de Relações com

Investidores

André Luis Nunes de Mello Almeida Renan Silva Sobral

Diretor-Presidente Diretor de Sustentabilidade Diretor Comercial e Diretor de Distribuição

Donato da Silva Filho José Roberto Pascon Dyogenes Ro si

Conselheiro Conselheiro

Resultado financeiroNo âmbito societário, as despesas e receitas de mesma natureza estão sendo apresentada líquidas no resultado financeiro, de acordo com osrequisitos do CPC 26, enquanto no âmbito regulatório, o valor está apresentado separadamente em suas respectivas rubricas.

Depreciação, amortização e ganhos e perdas na alien ação e desativação de bens

• No âmbito societário, resultam da aplicação da ICPC 01 (R1).

• No âmbito regulatório, resultam da depreciação, amortização e baixas do imobilizado atualizados pelo Valor Novo de Reposição – VNR (Nota37.1.7).

Os montantes reclassificados, segregados por rubrica, estão apresentados abaixo:

edp são paulo distribuição de energia s.a. - ri.edp.com.brri.edp.com.br/ptb/7992/edp sp_dcr...

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