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RELA

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TÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVI

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DUAIS E CONSOLIDADAS

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Sumário RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO .............................................................................................. 6 BALANÇOS PATRIMONIAIS ........................................................................................................ 32 DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ........................................................................................ 34 DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE ............................................................. 35 DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMONIO LÍQUIDO ......................................... 35 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ........................................................................... 36 1. INFORMAÇÕES GERAIS ................................................................................................... 38 2. RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABEIS E APRESENTAÇÃO DAS

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS .................................................................................. 43 3. ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTABEIS CRITICOS ............................................ 58 4. GESTÃO DE RISCO DO NEGÓCIO ................................................................................... 61 5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA ............................................................................... 65 6. CLIENTES............................................................................................................................ 65 7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER .......................................................................... 67 8. DEPÓSITO JUDICIAL ......................................................................................................... 68 9. REPACTUAÇÃO DE RISCO HIDROLÓGICO – Rio Canoas ............................................ 69 10. ATIVO FINANCEIRO VINCULADO A CONCESSÃO – Rio Paraná ................................. 70 11. APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS ................................................................... 71 12. INVESTIMENTOS ................................................................................................................ 72 13. DIVIDENDOS A RECEBER ................................................................................................. 73 14. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A RECEBER .......................................................... 74 15. IMOBILIZADO ..................................................................................................................... 74 16. INTANGÍVEL ....................................................................................................................... 76 17. FORNECEDORES ............................................................................................................... 78 18. GARANTIAS BANCÁRIAS ................................................................................................. 80 19. ENCARGOS SETORIAIS .................................................................................................... 80 20. PROVISÕES PARA GRANDES REPAROS ....................................................................... 81 21. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS ............................................................................. 82 22. DEBÊNTURES .................................................................................................................... 86 23. USO DO BEM PÚBLICO (UBP) .......................................................................................... 89 24. INDENIZAÇÃO SOCIOAMBIENTAL .................................................................................. 90 25. PROVISÕES PARA RISCOS .............................................................................................. 91 26. DIVIDENDOS A PAGAR ..................................................................................................... 95 27. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A PAGAR ............................................................... 95 28. PARTES RELACIONADAS................................................................................................. 95 29. PLANO DE PENSÃO E APOSENTADORIA ...................................................................... 98 30. PATRIMÔNIO LÍQUIDO .................................................................................................... 103 31. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ................................................................................ 104 32. ENERGIA ELÉTRICA E SERVIÇOS VENDIDOS, COMPRADA E ENCARGOS DE USO

DA REDE ........................................................................................................................... 105 33. RESULTADO FINANCEIRO ............................................................................................. 107 34. DEMONSTRAÇÕES DA APURAÇÃO DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO

SOCIAL .............................................................................................................................. 108 35. LUCRO POR QUOTAS ..................................................................................................... 109 36. INSTRUMENTOS FINANCEIROS .................................................................................... 109 37. SEGUROS ......................................................................................................................... 110 38. COMPROMISSOS ............................................................................................................. 110 MEMBROS DA DIRETORIA ........................................................................................................ 111 SIGLAS ........................................................................................................................................ 112

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Senhores acionistas, A Administração da CTG Brasil Energia Ltda. ("Companhia" ou "CTG Brasil"), submete à apreciação dos senhores o relatório das principais atividades no exercício de 2019, em conjunto com as Demonstrações Contábeis elaboradas de acordo com a legislação societária brasileira. Consideramos essas informações importantes para divulgar o desempenho da Companhia para a sociedade, investidores clientes e parceiros de negócios. Prezando pelas melhores práticas de governança e prestação de contas, apresentamos o presente relatório de acordo com as recomendações do Parecer de Orientação CVM nº 15/1987, da Comissão de Valores Mobiliários (CVM), e do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). As Demonstrações Contábeis foram submetidas à verificação independente, prestada pela PwC, atendendo à Instrução CVM n° 381/03. Além deste documento, a CTG Brasil divulga o Relatório de Sustentabilidade, elaborado de acordo com os GRI Standards, padrão proposto pela Global Reporting Initiative (GRI) e o mais utilizado para o relato de aspectos ambientais, sociais e de governança, e que contempla ainda indicadores socioambientais estabelecidos pela Aneel. Essa publicação mais abrangente será lançada em abril e disponibilizada publicamente em nosso site institucional.

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O ano de 2019 se mostrou bastante desafiador para o setor elétrico brasileiro e todos os seus agentes, inclusive a CTG Brasil. O cenário macroeconômico de baixo crescimento impactou as estimativas iniciais de demanda de energia. Do mesmo modo, o contexto climático marcado novamente pela escassez de chuva reforçou a importância de nossa estratégia comercial e de sazonalização da garantia física de nossas usinas. Mesmo com esse contexto, a CTG Brasil conseguiu apresentar um desempenho positivo. Em bases comparativas, isto é, anualizando em 2018 os efeitos da Consolidação da Rio Paranapanema Participações S.A. e normalizando o ajuste contábil não recorrente na nossa subsidiária Rio Paraná, o lucro líquido consolidado do Grupo apresentou crescimento de 35,9%. Ao longo do ano, um dos principais investimentos corporativos foi a continuidade do programa de modernização das usinas de Jupiá e Ilha Solteira, cujo objetivo é estabelecer um novo patamar de eficiência operacional, contribuindo para maior confiabilidade desses ativos em prol da operação do sistema elétrico brasileiro. Referido programa de modernização envolverá investimentos da ordem de R$ 3 bilhões por uma década. A primeira fase desse projeto foi concluída em 2019, com a atualização tecnológica de quatro unidades geradoras – duas em Jupiá e outras duas em Ilha Solteira. A segunda fase foi iniciada em 2019 e está prevista para ser concluída no início de 2021. A fase 2 inclui a entrega de oito máquinas, além de aperfeiçoamentos nos vertedouros e outros sistemas auxiliares. No total, serão substituídas as 14 máquinas geradoras de Jupiá e as 20 de Ilha Solteira, o que representa um esforço de modernização sem precedentes no país. Na Rio Paranapanema, a instalação da Sala de Crise do Rio Paranapanema, em março de 2019, foi um marco das ações estruturais voltadas para a questão dos reservatórios que atingiram níveis críticos em virtude da baixa hidrologia no baixo Paranapanema. Coordenada pela Agência Nacional de Águas (ANA), a Sala de Crise contou com a participação de diversos órgãos públicos, agentes de geração de energia e comitês de bacias e foi importante para evitar danos ao meio ambiente e às comunidades. No âmbito operacional, mereceram destaque ainda os esforços corporativos voltados à eficiência operacional e à disponibilidade das unidades geradoras, como o Production Management System e o Safety Inspection Plan. Todas essas iniciativas contribuem como pano de fundo para a transformação cultural da CTG Brasil. Nelas, profissionais brasileiros e chineses estão trabalhando lado a lado para que a companhia atinja seus objetivos e metas. Esse compromisso foi traduzido em 2019 na revelação do propósito da empresa: “Desenvolver o mundo com energia limpa em larga escala”.

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Esse propósito fala não apenas da nossa geração a partir de fontes renováveis, mas também do nosso compromisso em construir um legado em prol do desenvolvimento sustentável. A contribuição da CTG Brasil vai além da energia limpa que produz, pois está fundamentada nas boas práticas de gestão que visam a criação de valor e a potencialização dos impactos positivos de nosso modelo de negócios nas relações com colaboradores, fornecedores, clientes, agentes do setor elétrico e toda a sociedade civil. Com a perspectiva de retomada do crescimento econômico no país, o consumo de energia tende a aumentar. A CTG Brasil continuará a investir e crescer para apoiar o desenvolvimento nacional, garantindo a funcionalidade da infraestrutura para o suprimento energético com eficiência e sustentabilidade. Zhao Jianqiang Presidente da CTG Brasil

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Operando 12 usinas hidrelétricas (UHEs) e duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), além de deter participações em outras três usinas hidrelétricas e 11 parque eólicos não controlados, a CTG Brasil é a segunda maior geradora privada de energia do país. Seus ativos totalizam 8,3 GW de capacidade instalada, o que representa 5% do parque gerador brasileiro, e são gerenciados por quatro empresas operacionais controladas pela CTG Brasil: Rio Paraná, Rio Paranapanema, Rio Canoas e Rio Verde. A expertise para a gestão dessas unidades é fortalecida pela integração e troca de conhecimentos com a sua matriz, a China Three Gorges Corporation, maior produtora de energia hidrelétrica do mundo com presença em mais de 40 países e 124 GW de capacidade instalada. A comercialização da garantia física das usinas sob gestão das empresas controladas pela CTG Brasil é feita de modo integrado, levando-se em consideração o ambiente de contratação (livre ou regulado), a estratégia de risco e comercialização e a exposição ao risco hidrológico, entre outros fatores. A CTG Brasil é a holding do Grupo no Brasil, com sede em São Paulo (SP), onde estão concentradas todas as atividades de suporte corporativo às operações, cujos custos são rateados entre as empresas operacionais de acordo com um Contrato de Compartilhamento de Recursos Humanos, aprovado pela Aneel. Adicionalmente, sob o controle da CTG Brasil, encontra-se a CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda., com sede em Curitiba, onde funciona o Centro de Serviços Compartilhados, cujos serviços são prestados à CTG Brasil e às empresas operacionais por meio de um Contrato de Prestação de Serviços, também aprovado pela Aneel.

Em 2019, a CTG Brasil promoveu um amplo e profundo esforço de reflexão da sua cultura corporativa, que resultou na revelação de seu propósito e na revisão dos valores corporativos, aplicáveis a todo Grupo.

Iniciado em novembro de 2019, um projeto de digitalização de todas as documentações de propriedades imobiliárias das usinas hidrelétricas da Rio Paraná e da Rio Verde trará mais segurança e agilidade para o controle desses arquivos. Em parceria com a Fundação Patrimônio Histórico Energia e Saneamento, a iniciativa abrange mais de 4,2 mil plantas e memoriais descritivos e quase 2,3 mil processos administrativos e cerca de 600 dossiês de desapropriação relacionados ao histórico das referidas usinas. Ao longo do ano, a Companhia também avançou na contratação de um sistema integrado de gestão empresarial, que será implementado em 2020.

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O monitoramento dos riscos que podem interferir na capacidade da CTG Brasil de desenvolver e gerar valor com seus negócios é realizado de forma transversal, com o apoio de uma área de Gestão de Riscos Corporativos (Enterprise Risk Management) que se baseia em metodologias reconhecidas internacionalmente para essa gestão (ISO 31.000 e COSO). A partir dessa metodologia, as áreas são acessadas de forma a identificar os responsáveis pelos riscos (risk owners), auxiliá-los a identificar o grau de risco e as probabilidades de materialização, bem como ações que mitiguem sua ocorrência. Ao final, tem-se estruturada uma matriz com os principais riscos da CTG Brasil, que é revisada periodicamente ou diante de necessidades específicas. O risco hidrológico é uma condição intrínseca do setor de geração de energia brasileiro, baseado em usinas hidrelétricas com reservatórios de grande porte e, portanto, vulnerável ao regime sazonal de chuvas nas regiões de atuação. A minimização desse risco ocorre por meio da atuação das áreas de Risco de Portfólio, Planejamento Energético e da Operação, estruturas internas que avaliam cenários futuros para a disponibilidade hídrica e sugere às áreas comerciais estratégias de proteção. No âmbito operacional, a Companhia possui o Plano de Segurança de Barragens (PSB) que abrange 100% das suas usinas hidrelétricas. A partir da observação das legislações e das políticas corporativas, o PSB estabelece diversos procedimentos e rotinas que devem ser adotados para mitigar os riscos e garantir a eficiência operacional das suas usinas. Cada uma das usinas também possui seu Plano de Ação de Emergência (PAE), documento que estabelece um plano de caráter preventivo voltado para a proteção das comunidades a jusante das barragens. A disseminação do PAE é realizada em parceria com as defesas civis, visando preparar a estrutura de atendimento e atuação para situações emergenciais. Além disso, a Companhia conta com o Sistema de Operação em Situação de Emergência (SOSEm), um plano de ação que estabelece as medidas para a segurança das barragens e proteção das comunidades. O SOSEm inclui reuniões de divulgação que foram realizadas ao longo de todo o período. A CTG Brasil também monitora e gerencia os principais riscos financeiros que podem afetar o curso normal de suas atividades. Parte de seus riscos são amparados por uma carteira de seguros que leva em consideração a natureza e o grau de severidade, visando eliminar ou mitigar eventuais perdas. As principais coberturas de seguros abrangem riscos operacionais, responsabilidade civil geral, ambiental e de executivos. A gestão financeira é regida por políticas próprias que visam a preservação dos ativos financeiros frente às volatilidades dos mercados. Dessa forma, são monitorados os principais índices macroeconômicos e setoriais que impactam a gestão do caixa e da dívida, o que minimiza eventuais riscos de perda decorrentes de operações financeiras e bancárias. A Companhia monitora ativamente os ratings de crédito de clientes através de metodologia própria, embasada em informações de mercado e modelos estatísticos, visando mitigar eventuais perdas decorrentes de inadimplência.

A CTG Brasil tem o compromisso de agir com ética e integridade em todas as suas atividades. Para orientar essa atuação, os profissionais contam com o Código de Ética e Conduta nos Negócios, com diretrizes e orientações para identificar – e saber quais providências tomar – em situações que contrariem o propósito e os valores corporativos ou, ainda, a legislação. O cumprimento dessas diretrizes é assegurado pelo Programa de Compliance, que concentra os investimentos, projetos e iniciativas no tema. Os treinamentos sobre ética e integridade abrangem 100% dos colaboradores e podem ser realizados em eventos presenciais ou em formato de e-learning.

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O Canal de Ética é a ferramenta, no âmbito do Programa de Compliance, para receber comunicações ou denúncias de situações que violem o Código de Ética e Conduta nos Negócios ou a própria legislação. Os colaboradores – e qualquer outro stakeholder da companhia – têm acesso por meio de um website exclusivo (https://contatoseguro.com.br/ctgbr) ou por telefone (0800 601 6888), 24 horas por dia, 7 dias por semana. Ainda em relação ao compromisso de agir com o mais elevado grau de integridade nos negócios, o Programa de Compliance da Companhia conta com o processo de due diligence de compliance para fornecedores e parceiros de negócio, assim como para operações de M&A (sigla em inglês para Merger & Acquisition, equivalente a Compras & Aquisições de ativos). Tal processo visa realizar análises, conduzidas previamente à contratação ou proposta de compra, em relação às eventuais situações e envolvimentos dessas entidades e pessoas físicas com atos de corrupção, lavagem de capitais e outros crimes que possam trazer prejuízos financeiros ou à reputação da CTG Brasil a partir da relação estabelecida com tal contraparte. Esses levantamentos e análises são realizados com base na razão social da entidade e também nas dos sócios que formam 100% do capital dessa entidade, utilizando-se de sistemas informacionais terceirizados de compliance que trazem dados retirados de bases públicas de informações. Com isso, é possível subsidiar a tomada de decisão com essa base objetiva de informações, assumindo ou não o risco relacionado a cada operação, de forma a proteger os ativos e a reputação. Essa abordagem também é relevante para tangibilizar o compromisso da Companhia com o combate à corrupção, em linha com o Código de Ética e Conduta nos Negócios.

https://contatoseguro.com.br/ctgbr

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O desempenho do setor de energia elétrica tem estreita relação com a atividade econômica do país, que manteve um ritmo de crescimento ainda lento em 2019. Projeção do Banco Central estima que o Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil evoluiu 1,2% no último ano, repetindo o patamar de 2018 (+1,1%). Segundo as projeções, a atividade no setor industrial cresceu 0,7%, impulsionada principalmente pela construção civil, e o de serviços subiu 1,1%. Na agropecuária, a evolução foi de 2%, de acordo com a projeção. Outros indicadores econômicos mostram sinais de melhora para o ambiente de investimentos no país a partir de 2020. A taxa básica de juros (Selic) encerrou o ano em 4,5%, patamar histórico mais baixo, e a inflação oficial (IPCA) ficou em 4,31%, pouco acima da meta de 4,25% fixada pelo Banco Central. O mercado cambial apresentou volatilidade no decorrer de 2019. O dólar apreciou 4% frente ao real, encerrando o ano em 4,03 reais por dólar. O Grupo está exposto à variação cambial pelo fato de uma de suas controladas, a Rio Paraná, deter dívida com partes relacionadas (intragrupo) em dólar. Dessa forma, o câmbio é permanentemente monitorado pela gestão, o que mitiga riscos decorrentes dessa volatilidade.

Indicadores macroeconômicos 2019 2018

IGP-M 7,31% 7,54%

IPCA 4,31% 3,75%

Taxa de câmbio (USD) 4,0307 3,8748

Var. % da taxa de câmbio 4,02% 17,13%

Taxa Selic 4,50% 6,50%

CDI 4,40% 6,40%

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O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 481,1 TWh em 2019, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esse resultado representa um crescimento de 1,4% em relação ao ano anterior.

O setor de energia brasileiro divide-se em dois mercados: o Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). No ACR, também chamado de mercado cativo, estão os clientes atendidos pelas distribuidoras, que abastecem suas áreas de concessão com energia adquirida por meio dos leilões de compra e venda de energia. Em 2019, o consumo de energia nesse mercado cresceu 1,2%, totalizando aproximadamente 319,4 TWh. No ACL, em que os contratos de compra e venda de energia são negociados diretamente entre os geradores e os clientes, foi registrado um consumo de 162,6 TWh, 1,9% maior na comparação com o ano anterior. Segundo dados da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), 6.937 consumidores fazem parte do mercado livre, um aumento de 20% na base anual. No último ano, houve aumento de consumo nas classes de consumidores comercial (+4,0%) e residencial (+3,1%), devido à ocorrência de temperaturas mais altas nas regiões Centro-Oeste, Nordeste e Norte, o que demandou maior acionamento dos equipamentos de refrigeração de ar. O segmento de indústrias apresentou queda (-1,6%) no período, principalmente pelo menor consumo dos segmentos químico e extrativo de minerais metálicos e pela tímida evolução do PIB.

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As usinas hidrelétricas, responsáveis por 64,1% da capacidade instalada de geração do Brasil, operam de forma centralizada e comandada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). A entidade, responsável pela coordenação e operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), avalia diversos parâmetros climáticos e operacionais (como a segurança hídrica) para ordenar a geração de energia. As hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do ONS compõem o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), uma espécie de condomínio em que a maior produção de uma usina compensa a geração inferior das outras. Em 2019, essas usinas foram responsáveis pela geração de 70,5% da energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN). As usinas térmicas geraram 16,6%.

Nos últimos anos, em decorrência de períodos de hidrologia desfavorável, secas cada vez mais prolongadas e severas, as hidrelétricas têm gerado abaixo de suas garantias físicas. Adicionalmente, a importação de energia elétrica, a contratação de energia de reserva, atrasos de projetos estruturantes de transmissão de energia, antecipação de garantia física de projetos estruturantes, Geração Fora da Ordem de Mérito Econômico (GFOM) contribuíram para o deslocamento das usinas hidráulicas participantes do MRE, as quais foram expostas a riscos não hidrológicos, impactando negativamente em sua capacidade de geração. Esse déficit de geração – que é conhecido como GSF negativo – ocorre quando a geração das usinas hidrelétricas pertencentes ao MRE é inferior à soma da garantia física do sistema como um todo. Para fazer frente a essa diferença, as geradoras devem recorrer à compra de energia para mitigar essa exposição. Normalmente, essas compras são realizadas no mercado de curto prazo com valores estabelecidos pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado por uma metodologia própria da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Todas as empresas do Grupo CTG estão expostas ao GSF negativo, com diferentes níveis de proteção e mitigação desse risco. Por meio da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), a Rio Paranapanema e outras geradoras que atuam no ACL ingressaram, em 2015, com uma ação judicial, com pedido de liminar, em face da Aneel, com o objetivo de expurgar do cálculo do GSF todos os riscos não hidrológicos. A liminar beneficiando a Apine (e, consequentemente, a Rio Paranapanema) durou de 2015 a outubro de 2018, quando a Aneel obteve do Superior Tribunal de Justiça (STJ) a suspensão dessa liminar, preservando os valores de GSF retidos entre julho de 2015 e fevereiro de 2018. A decisão não tem impacto nas demonstrações contábeis da Rio Paranapanema, pois esses valores já vinham sendo provisionados. Adicionalmente, a decisão determinou que os impactos relacionados ao GSF fossem

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contabilizados retroativamente a fevereiro de 2018, a partir de quando a Rio Paranapanema passou a suportá-los nas liquidações realizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A Rio Verde, por sua vez, ingressou com ação judicial em face da Aneel, na qual obteve uma liminar que a protege em 95% do impacto do GSF. A Rio Canoas aderiu à repactuação do risco hidrológico prevista na Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, contratando o produto SP90, ficando exposta em 10% do risco hidrológico em tal modalidade. A parcela de sua energia contratada no ACL está sujeita aos efeitos do GSF. O tema, entretanto, não está solucionado. No âmbito regulatório, o PL 3.975/2019 (já aprovado na Câmara) apresenta uma solução para o tratamento dos riscos não hidrológicos atribuídos aos geradores por meio da compensação em extensão do prazo de concessão. O projeto de lei está atualmente em discussão na Comissão de Assuntos Econômicos do Senado (CAE) e, uma vez aprovado na CAE, seguirá para votação no Plenário do Senado.

Rio Paranapanema Em 4 de maio de 2017 foi publicada a Portaria nº 178/2017 que definiu os novos valores de garantia física de energia das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, válidos a partir de 1º de janeiro de 2018. Desta forma, a partir dessa data, houve uma redução de aproximadamente 5% da garantia física da Rio Paranapanema Energia em relação à garantia física vigente em dezembro de 2017. Em 2 de fevereiro de 2018, a Companhia ajuizou duas ações perante a Justiça Federal do Distrito Federal em face da União Federal, com pedido de liminar para suspender a aplicação da Portaria nº 178/2017 e para questionar os parâmetros de garantia física. Em 6 de abril de 2018, a Rio Paranapanema obteve a liminar para afastar a aplicabilidade da Portaria nº 178/2017 em relação às UHEs Chavantes, Capivara, Taquaruçu e Rosana e, no dia 25 de abril de 2018, a Companhia obteve a liminar suspendendo os efeitos dessa Portaria em relação às UHEs Canoas I e II na parcela que ultrapassa o percentual de 10% (dez por cento) de redução de garantia física sobre o valor base estabelecido para o ano de 2000 no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 183/1998. Porém, em 10 de abril de 2019, foi publicada sentença que anula os pedidos referentes à liminar obtida para as usinas Canoas I e Canoas II. Em 30 de abril de 2019 foi publicada sentença de primeiro grau na ação correspondente às usinas Capivara, Chavantes, Taquaruçu e Rosana, julgando-se improcedente o pedido da inicial, da qual se apelou, obtendo-se, em 18 de dezembro, deferimento do pedido cautelar de antecipação de tutela recursal para suspender os efeitos da Portaria nº 178/2017 no ponto em que reduziu o valor das garantias físicas dessas usinas. Em 24 de junho de 2019, com a publicação do Despacho Aneel nº 1.733, houve o incremento de 1,9 MWmed da garantia física da UHE Capivara, devido à homologação dos novos parâmetros de potência instalada e rendimento nominal da turbina da Unidade Geradora nº 2, resultado da conclusão do processo de repotenciação dessa unidade. Como resultado da revisão extraordinária, a nova garantia física total da UHE Capivara passou a ser de 329,1 MWmed (anteriormente 327,2 MWmed), conforme estabelecido na Portaria nº 178/2017. UHE Jupiá Em 10 de dezembro de 2019 foi publicada a Portaria MME nº 352/2019 que definiu novos valores de garantia física para a UHE Jupiá em decorrência de pedido de revisão extraordinária de garantia física

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realizado pela Rio Paraná em 2018. De acordo com a Portaria, a UHE Jupiá auferirá um ganho de 18,3 MWm, sendo que a Rio Paraná terá direito a 30% do ganho total aprovado (5,49 MWm), correspondente à parcela de garantia física para o ACL. O acréscimo de garantia física ocorrerá à medida que as 14 máquinas entrarem em operação após a modernização, mediante realização de ensaios que comprovem a efetiva modernização da usina e emissão de ato da Aneel (com homologação das características técnicas empregadas no cálculo dos montantes de garantia física definidos na Portaria).

Em 13 de dezembro de 2019 foi publicada a Resolução Autorizativa nº 8.410 que altera o termo final da outorga de Concessão da UHE Salto, outorgada à Rio Verde, por meio do Decreto s/n, de 8 de novembro de 2002, em decorrência do reconhecimento de 483 dias de excludente de responsabilidade. Em 16 de dezembro de 2019 a Aneel encaminhou à Rio Verde o Ofício nº 376/2019-DIR/ANEEL por meio do qual informa a possibilidade de revogação da Resolução Autorizativa que concedeu a extensão de prazo supramencionada em razão de discussão, no âmbito da Agência, sobre o prazo prescricional do pedido de alteração de termo final. A CTG está tomando providências em relação ao Ofício nº 376/19 (manifestação) para garantir a manutenção do direito de extensão inicialmente reconhecido.

Preço horário | A implantação do preço horário ocorrerá em duas fases. A primeira delas iniciou em janeiro de 2020, quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) adotou o Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo (Dessem) na programação de operação. A segunda iniciará em janeiro de 2021, quando a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) vai adotar o Dessem no cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), na contabilização e na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Nova metodologia para definição de PLDs mínimo e máximo | Em 07 de outubro foi publicada a Resolução Normativa Aneel nº 858/2019 com aprovação de metodologia de definição dos limites mínimo e máximo do PLD. Com a nova regra, a partir de 1º de janeiro de 2020, o PLD mínimo passou a ser o maior valor entre o custo de produção da UHE Itaipu (TEO Itaipu) e a Tarifa de Otimização (TEO). Adicionalmente, para ao PLD máximo, foram aprovados dois limites: o PLD máximo estrutural, com início de vigência a partir de janeiro de 2020; e o PLD máximo horário, com vigência a partir de janeiro de 2021. Modernização do setor elétrico | Em 2019, o Ministério de Minas e Energia instituiu o Grupo de Trabalho coordenado pelo próprio MME, com a participação da Aneel, ONS, CCEE e EPE, que visa desenvolver propostas para modernização do setor elétrico. Dois projetos de lei que tramitam no Congresso – o PLS 232/2016 (Senado) e o PL 1.917/2015 (Câmara dos Deputados) também tratam de temas relevantes para a modernização do setor elétrico, como: lastro e energia, ampliação do acesso ao mercado livre de energia (ACL), renovação de concessões, fim de subsídios entre outros.

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A geração bruta de energia elétrica das usinas no portfólio da CTG Brasil totalizou 29,6 TWh em 2019, uma redução de 12,8% na comparação anual em função do cenário hidrológico adverso. No último ano, os níveis dos reservatórios atingiram patamares críticos, o que motivou a instalação, em março, da Sala de Crise do Rio Paranapanema pela Agência Nacional de Águas (ANA), com a participação de diversos órgãos públicos, agentes de geração de energia e Comitês de Bacias do Paranapanema, Alto Paranapanema e Paraná. As principais usinas afetadas por esse contexto foram as de Jurumirim, Chavantes e Capivara. Esses reservatórios tiveram recuperação ao longo do ano, mas em função da demanda nacional e condições do SIN, o ONS ordenou despachos de geração que novamente reduziram os níveis dos reservatórios. A Rio Paraná e a Rio Verde tiveram leve aumento na energia gerada, da ordem de 1,9% e 2,4%, respectivamente, enquanto a Rio Canoas registrou uma redução de 5,4% na geração bruta. A disponibilidade do parque gerador da CTG Brasil foi de 94,78%, sendo que todas as usinas estão acima dos índices de referência de disponibilidade previstos na regulação do setor. O volume de energia vendida foi de 31.357,04 GWh, um aumento de 3,8% em relação ao período anterior. Esses dados não consideram o Mercado de Curto Prazo (MCP) e Mecanismos de Realocação de Energia (MRE).

Produção de energia (GWh) 2019 2018 Var. %

Rio Paraná 20.609,0 20.226,5 1,9%

Rio Paranapanema 7.740,8 12.457,9 -37,9%

Rio Canoas 621,5 657,1 -5,4%

Rio Verde 622,1 607,4 2,4%

Total 29.593,4 33.949,0 -12,8%

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Indicadores econômicos (R$ mil) Consolidado

2019 2018 Variação %

Receita operacional bruta 5.535.537 3.889.430 42,3

Receita de ativos financeiros 265.335 (1.536.352) 117,3

Outras receitas 1.634 379 331,1

(-) Deduções à receita operacional (957.781) (764.307) 25,3

Receita operacional líquida 4.844.725 1.589.150 204,9

(-) Custos e despesas operacionais (2.335.289) (1.257.915) 85,6

Resultado de participações societárias 45.575 8.460 438,7

Resultado operacional 2.555.011 339.695 652,1

Ebitda 3.242.824 701.596 362,2

Margem Ebitda - % 66,9% 44,1% 22,8 p.p.

(-) Resultado financeiro (796.773) (1.227.723) -35,1

Resultado antes dos impostos 1.758.238 (888.028) 298,0

Lucro/(prejuízo) líquido do exercício 1.343.720 (414.759) 424,0

Margem líquida - % 27,7% -26,1% 53,8 p.p.

Quantidade de ações (lotes de mil)

Sócios controladores 9.926.535 8.000.000 24,1

Lucro líquido básico e diluído por lotes de mil ações, em reais 0,10720 (0,04012) 367,2

Indicadores financeiros (R$ mil) Consolidado


Ativos totais 29.129.947 29.028.041 0,4

Dívidas em moeda nacional 5.037.202 5.228.457 -3,7

Dívidas em moeda estrangeira 3.605.579 3.604.789 0,0

Patrimônio líquido 13.748.384 14.014.588 -1,9

21

Acerca dos comparativos de performance (2019 versus 2018), é importante destacar que o resultado consolidado do Grupo em 2018 está impactado com dois fatores importantes, a saber: (i) os resultados da Rio Paranapanema Participações S/A começaram a ser consolidados somente no mês de dezembro de 2018, isto é, correspondem somente a um mês do ano; e (ii) o resultado da Rio Paraná Energia S/A de 2018 está impactado negativamente em R$ 1.829,5 milhões devido a um ajuste contábil não recorrente relativo à mudança na metodologia de reconhecimento das receitas oriundas do ativo financeiro da outorga. Visando uma melhor compreensão sobre o real desempenho dos resultados consolidados do Grupo em 2019, todos os comentários a seguir estão considerando a normalização desses dois efeitos mencionados anteriormente, relativos ao ano de 2018.

O Grupo fechou o ano de 2019 com uma receita líquida de R$ 4,8 bilhões que, em bases normalizadas, representou um incremento de 4,6% em relação à 2018. Vale destacar os impactos de correção dos contratos de venda pela inflação, a queda nas receitas de MRE em virtude de redução nos volumes de geração de energia e, por fim, as receitas adicionais no mercado de curto prazo (MCP) devido à estratégia comercial das empresas do Grupo.

22

Custo do serviço de energia elétrica e despesas operacionais (R$ mil)

Consolidado

2019 2018 Variação

%

Pessoal (253.898) (148.330) 71,2

Material (26.464) (8.844) 199,2

Serviços de terceiros (150.518) (106.307) 41,6

Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica (TFSEE)

(7.695) (3.500) 119,9

Energia comprada (774.073) (385.792) 100,6

Encargos de uso da rede elétrica (289.951) (146.056) 98,5

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (CFURH)

(79.021) (42.140) 87,5

Depreciação e amortização (642.238) (353.441) 81,7

Provisões para riscos (33.767) (42.219) -20,0

Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD)

(11.957) (19.989) -40,2

Aluguéis (3.704) (5.018) -26,2

Seguros (19.965) (12.570) 58,8

Provisão para perda na alienação de bens (23.537) - 0,0

Outros (18.501) 16.291 -213,6

Total (2.335.289) (1.257.915) 85,6

As despesas operacionais em bases comparativas, isto é, normalizando o efeito de 11 meses de consolidação da Rio Paranapanema Participações S/A, apresentaram, em 2019, uma elevação de 14,2% ou R$ 290,7 milhões comparativamente ao ano de 2018. Na análise dessa elevação, vale destacar como fatores principais:

• Energia comprada para revenda – aumento normalizado de R$ 129,2 milhões, ou

20,0%, em decorrência da piora do cenário hidrológico, principalmente no segundo

semestre do ano e, também, em virtude da estratégia de comercialização que

contribuiu para a elevação das receitas de venda de energia no curto prazo (MCP);

• Depreciação e amortização – aumento normalizado de R$ 93,2 milhões, ou 17,0%,

sendo R$ 66,2 milhões na controladora do Grupo, devido ao início da amortização do

mais valia do contrato de concessão relativo à aquisição da Paranapanema Participações S/A. Além disso, houve aumento de R$ 13,0 milhões na Rio Paraná, em

virtude do projeto de modernização em andamento, e um ajuste de R$ 6,1 milhões na

Rio Canoas referente à adequação nos prazos de depreciação dos ativos da

concessão.

23

Ebitda e margem Ebitda (R$ mil) Consolidado


Lucro/(prejuízo) líquido do exercício 1.343.720 (414.759) 424,0

Imposto de renda e contribuição social 414.518 (473.269) 187,6

Resultado de participações societárias 45.575 8.460 438,7

Resultado financeiro (líquido) 796.773 1.227.723 -35,1

Depreciação e amortização 642.238 353.441 81,7

Ebtida 3.242.824 701.596 362,2

Margem Ebtida 66,9% 44,1% 22,8 p.p.

O Ebitda (Lajida – lucro antes dos juros, impostos sobre renda, incluindo contribuição social sobre lucro líquido, depreciação e amortização) é calculado com o lucro líquido acrescido do resultado financeiro líquido, imposto de renda e contribuição social, depreciação e amortização. O Ebitda é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições da Instrução CVM nº 527/2012. O Ebitda não deve ser considerado como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A Administração da Companhia acredita que o Ebitda fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizada por investidores e analistas para avaliar e comparar empresas. O Ebitda, em bases comparativas e normalizadas, ficou estável e apresentou um discreto crescimento de 0,5%, ou R$ 16,3 milhões, em comparação ao ano anterior, basicamente devido à elevação das receitas líquidas parcialmente reduzida pelo aumento nos custos e despesas operacionais (exceto depreciação).

24

Resultado financeiro (R$ mil) Consolidado


Receitas 898.663 777.358 15,6

Despesas (1.695.436) (2.005.081) -15,4

Resultado financeiro líquido (796.773) (1.227.723) -35,1

O resultado financeiro líquido em 2019 foi negativo em R$ 796,8 milhões, mas foi determinante para os resultados do Grupo, uma vez que apresentou melhora de 41,5%, ou R$ 564,5 milhões, comparativamente ao ano de 2018. Acerca dessa variação, vale destacar:

• Redução nos índices macroeconômicos (CDI e inflação) que são os principais

indexadores das dívidas das controladas;

• Redução de R$ 405,6 milhões nas despesas financeiras relativas à variação cambial

em comparação com 2018, em virtude de uma menor depreciação do real frente ao

dólar e, também, de amortizações do principal do empréstimo da Rio Paraná, sua

controlada, com a CTG Luxemburgo;

• Redução de R$ 103,0 milhões nas despesas de juros sobre empréstimos de sua

controlada Rio Paraná, principalmente em virtude da renegociação das taxas do

empréstimo com o Banco Mitsubishi;

• Nas demais controladas – Paranapanema, Rio Verde e Rio Canoas –, também foram

observadas reduções nas despesas financeiras, resultado das reduções na base de

remuneração de seus financiamentos em razão das amortizações realizadas no

exercício, bem como das reduções nas taxas de juros em virtude do cenário

macroeconômico.

25

Empréstimos, financiamentos, debêntures e partes relacionadas (R$ mil)

Remuneração Vencimento

Consolidado


China Three Gorges (Luxemburgo) Energy S.A.R.L

4,29% ao ano + USD

20/05/2023 3.605.579 3.604.789 0,0

Tokyo – Mitsubishi DI + 0,45% ao ano 29/06/2023 2.701.631 2.702.962 0,0

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)

TJLP+2,34% ao ano

16/06/2031 320.725 347.528 -7,7


TJLP 16/06/2031 1.568 1.699 -7,7


TJLP + 1,81% ao ano

15/09/2026 142.679 163.302 -12,6


TJLP + 2,16% ao ano

15/09/2026 10.577 12.106 -12,6

Debêntures IPCA + 6,07% ao ano

16/07/2023 364.377 351.301 3,7

Debêntures DI + 0,89% ao ano 20/05/2019 - 80.146 -100,0


20/5/2021 223.708 323.728 -30,9

Debêntures DI +0,40% ao ano 15/08/2020 224.259 224.385 -,01


15/08/2022 221.170 212.845 3,9

Debêntures 106,75% do DI ao ano

15/03/2023 161.684 161.950 -0,2


15/03/2025 177.348 169.679 4,5

Debêntures DI + 1,05% ao ano 15/06/2023 239.337 239.106 0,1


16/06/2025 248.139 237.720 4,4

Total - - 8.642.781 8.833.246 (2,2)

26

Dívida financeira líquida (R$ mil) Consolidado


Debêntures 1.860.022 2.000.860 -7,0

Curto prazo 355.375 223.708 58,9

Longo prazo 1.504.647 1.777.152 -15,3

Empréstimos e financiamentos 3.177.180 3.227.597 -1,6

Curto prazo 728.697 54.806 1.229,6

Longo prazo 2.448.483 3.172.791 -22,8

Partes relacionadas 3.605.579 3.604.789 0,0

Curto prazo 809.281 214.339 277,6

Longo prazo 2.796.298 3.390.450 -17,5

Caixa e equivalentes de caixa (3.766.524) (3.242.823) 16,1

Aplicações financeiras vinculadas (24.310) (26.613) -8,7

Dívida líquida 4.851.947 5.563.810 -12,8

A dívida líquida – que é composta pelo endividamento, deduzida dos recursos de caixa e equivalentes de caixa – apresentou uma redução de R$ 711,9 milhões, ou 12,8%, em comparação à posição no final do ano de 2018. Acerca dessa variação, vale destacar:

• Elevação de R$ 521,4 milhões na posição final

de caixa e equivalentes de caixa em comparação

com a posição final de 2018;

• Redução de R$ 190,5 milhões nos saldos das

dívidas do Grupo em virtude de amortizações

ocorridas no período sem refinanciamentos.

Em bases normalizadas e comparativas, o lucro líquido do Grupo apresentou aumento de R$ 354,6 milhões, ou 35,9%, com destaque para a melhora no resultado financeiro explicada anteriormente.

27

A CTG Brasil busca otimizar a gestão de recursos disponíveis para P&D. Para isso, em 2019, concluiu o Road Map Tecnológico, que envolveu todas as áreas no mapeamento de oportunidades diferenciadas de pesquisa. Esse processo definiu rotas tecnológicas e temas a serem priorizados na prospecção de projetos e será adotado como metodologia no planejamento anual de destinação de recursos daqui para frente. Os investimentos em P&D no período totalizaram R$ 13,1 milhões, 67% mais do que no ano anterior. Para conhecer os principais projetos, acesse o Anuário de P&D, disponível no site da CTG Brasil (https://www.ctgbr.com.br/ped2019/index.html).

28

A CTG Brasil contava com 877 colaboradores (80,6% homens e 19,4% mulheres) no encerramento de 2019, além de 243 terceiros e 24 estagiários. Esse quadro funcional é 8% maior do que o do ano anterior e a taxa de rotatividade da Companhia para o período foi de 13,8%. Na qualificação dos colaboradores, a Companhia dedicou esforços na estruturação de um ecossistema de aprendizagem, organizado por meio da Academia CTG Brasil, que tem como objetivo principal atingir a estratégia com desenvolvimento de habilidades e ampliação de conhecimento. Essa Academia conta com a participação de times multidisciplinares e está trabalhando com um formato inovador que envolve redes e atuações colaborativas. O lançamento oficial acontecerá em 2020. Outra ação importante de desenvolvimento foi a realização da primeira turma do International Leadership Assignment, um programa que promove o intercâmbio de profissionais brasileiros para terem experiencia na CTG Corporation, na China. Em desenvolvimento de carreira, foi estruturado o Planejamento de Sucessão para as áreas de Operação & Manutenção (O&M), visando garantir o sucesso de continuidade dos negócios, sem riscos e prejuízos, assegurando a gestão do conhecimento e a sustentabilidade das relações da Companhia com seus colaboradores, mercado e stakeholders. Outra iniciativa realizada em 2019 foi a implantação do Plano de Desenvolvimento Individual como uma ferramenta voltada ao protagonismo de carreira, como um plano de evolução que indica o caminho para que o colaborador possa atingir suas metas profissionais e pessoais, além de alavancar os resultados corporativos. O compromisso com a segurança dos trabalhadores é evidenciado tendo a Vida como valor número 1 da Companhia. Um conjunto de medidas e iniciativas fortalecem a cultura de segurança nas operações e o monitoramento contínuo dos indicadores de segurança assegura a tomada de decisão ágil e assertiva para a implementação de melhorias. Em 2019, a Companhia não registrou acidentes com os colaboradores e comunidades no entorno das usinas. Entretanto, houve 6 acidentes envolvendo contratados, sendo um deles, em dezembro, uma ocorrência fatal nas obras de modernização da Rio Paraná. Todo o auxílio necessário foi fornecido pela Companhia, que investigou as causas raiz do acidente e alterou o procedimento operacional, em conjunto com a contratada, para que esse tipo de situação não se repita. No âmbito operacional, ocorreu, em outubro, um incêndio em um transformador da usina Ilha Solteira, sem vítimas nem impactos à biodiversidade local, que foi controlado adequadamente pela equipe de brigada de emergência local até a chegada do Corpo de Bombeiros.

29

Um dos principais avanços em 2019 foi a consolidação do Safety Inspection Plan, com foco na segurança das instalações. O plano define ações para os seis principais riscos operacionais: acidentes com pessoas; acidentes com barragens; inundação da casa de força; acidentes com equipamentos principais; desligamento simultâneo de várias unidades geradoras em uma mesma planta; e segurança cibernética. Ao todo, 341 medidas foram definidas e categorizadas em relação à prioridade (alta, média e baixa), e sua implementação será concluída até o fim de 2020.

30

No início de 2019, a Companhia reestruturou sua área Comercial, segmentando o atendimento para qualificar o serviço aos clientes industriais no mercado livre e às distribuidoras no mercado regulado. Todas as operações de comercialização são certificadas pela ISO 9001, contribuindo para a excelência e padronização dos processos. A fim de estreitar relacionamentos e garantir parcerias estratégicas de longo prazo com seus clientes, a CTG Brasil também participa dos principais eventos do setor e promove encontros de relacionamento.

Os investimentos realizados pela CTG Brasil em projetos que beneficiam as comunidades localizadas próximas às usinas geradoras promovem a educação, a cultura e o incentivo ao esporte e avanços em saúde e saneamento. Essas ações estão conectadas ao objetivo da Companhia de atuar como um agente de transformação social, ampliando os benefícios de seu modelo de negócios. Em 2019, os recursos aplicados nas ações sociais totalizaram R$ 12,7 milhões, um aumento de 41,8% em relação a 2018. Desse total, 96% dos recursos são oriundos de leis de incentivo.

A CTG Brasil prioriza o relacionamento com parceiros próximos às usinas como mecanismos de impulsionar o desenvolvimento das localidades, além de manter contratos com empresas de grande porte detentoras de tecnologia e equipamentos de ponta. Os principais materiais adquiridos dos fornecedores são componentes e equipamentos das operações, além de materiais de escritório, limpeza e informática. Dentre os serviços, as principais categorias contratadas são as de manutenção, vigilância, portaria e consultorias. Em 2019, os montantes pagos pela Companhia aos seus fornecedores somaram cerca de R$ 2,97 bilhões.

31

A estruturação do Sistema de Gestão Integrado da CTG Brasil, em 2019, elevou a gestão de aspectos de qualidade, segurança e meio ambiente ao patamar das melhores práticas de mercado. A partir do mapeamento dos principais processos da companhia, e de forma alinhada a outras iniciativas como o Production Management System, essa consolidação da abordagem de gestão garante prontidão para um dos grandes desafios de 2020: certificar todas as usinas nas normas ISO 9001 (Qualidade), 14001 (Meio Ambiente) e 45001 (Segurança). No médio prazo, a companhia também buscará a certificação ISO 55001 (Gestão de Ativos). Os investimentos ambientais da CTG Brasil totalizam R$ 17,1 milhões no último ano. Consciente de seu papel na preservação dos rios, a companhia busca continuamente o diálogo com todos esses públicos locais, visando o melhor uso desse recurso hídrico compartilhado. Em 2019, essa postura traduziu-se em ação quando os reservatórios das usinas Jurumirim, Capivara e Chavantes – que formam o sistema de cabeceira do Rio Paranapanema – atingiram nível críticos de escassez devido à falta de chuvas na região. Nesse contexto, a Companhia participou da criação da Sala de Crise do Paranapanema, uma maneira de envolver a população e os órgãos reguladores nas discussões para o melhor aproveitamento e uso comum dos recursos hídricos. Os reservatórios e suas áreas de entorno são ativos valiosos para a proteção ambiental e a preservação da biodiversidade. Para monitorar todas essas áreas com agilidade, precisão e gestão eficiente de custos, a Companhia investiu em 2019 em um sistema de monitoramento por imagens de satélite para detecção de novas ocupações nos reservatórios, combinado com o uso de drones para regiões de maior criticidade. Periodicamente, a CTG Brasil promove campanhas de monitoramento para identificar e catalogar animais e espécies de plantas presentes no entorno das unidades. Em 2019, um projeto de pesquisa sintetizou em um manual técnico recomendações para o monitoramento em ambientes terrestres, após cinco anos de estudos nas usinas Capivara e Taquaruçu (saiba mais no Anuário de P&D, no site https://www.ctgbr.com.br/ped2019/concluidos.html#c18. As macrófitas, plantas aquáticas essenciais para a filtragem de nutrientes e desenvolvimento das espécies nos rios, podem representar riscos às operações se crescerem de forma desordenada. Elas formam bancos de plantas sobre a água, que ao passar pelas turbinas podem danificar equipamentos e, em casos extremos, forçar a parada das operações. Mesmo com o desvio desses bancos para passarem pelos vertedouros, em função dos baixos níveis dos rios, há riscos ainda de aprisionamento de peixes em trechos do leito que ficam temporariamente secos. Um episódio desse tipo ocorreu em 2019 na usina Salto Grande. As equipes foram prontamente acionadas para resgatar o máximo de peixes possíveis e devolvê-los ao leito do rio.

https://www.ctgbr.com.br/ped2019/concluidos.html#c18

32

BALANÇOS PATRIMONIAIS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018

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

As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras.

2019 2018 2019 2018

Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 5 1.266.460 786.994 3.766.524 3.242.823

Clientes 6 - - 579.604 592.057

Tributos a recuperar 7 67.090 106.058 101.203 146.806

Dividendos 13 40.330 67.183 5.963 15.598

Juros sobre capital próprio (JSCP) 14 305.505 452.023 12.396 3.565

Partes relacionadas 28 7.422 3.576 - -

Repactuação do risco hidrológico 9 - - 259 259

Ativo financeiro vinculado à concessão 10 - - 1.500.699 1.481.186

Serviços em curso - - 19.219 18.459

Despesas antecipadas 3.977 14.346 16.584 21.213

Outros créditos 373 568 3.105 219.319

Total do ativo circulante 1.691.157 1.430.748 6.005.556 5.741.285

Não circulante

Realizável a longo prazo

Clientes 6 - - 1.159 10.430

Tributos a recuperar 7 - - 2.226 2.188

Impostos diferidos 7 - - 252.900 186.120

Aplicações financeiras vinculadas 11 - - 24.310 26.613

Repactuação do risco hidrológico 9 - - 6.392 6.651

Ativo financeiro vinculado à concessão 10 - - 8.658.545 8.410.001

Despesas antecipadas 4.625 11.204 7.757 13.292

Depósitos judiciais 8 - - 524.132 497.396

Outros créditos - - 5 4.016

4.625 11.204 9.477.426 9.156.707

Investimentos 12 9.064.523 8.986.583 1.763.176 1.671.015

Imobilizado 15 24.643 4.016 4.170.456 4.400.119

Intangível 16 1.241.057 1.339.126 7.713.333 8.058.915

Total do ativo não circulante 10.334.848 10.340.929 23.124.391 23.286.756

Total do ativo 12.026.005 11.771.677 29.129.947 29.028.041

ATIVOControladora

NotaConsolidado

33

BALANÇOS PATRIMONIAIS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



2019 2018 2019 2018

Circulante

Fornecedores 17 13.796 5.134 1.219.066 949.167

Salários, provisões e contribuições sociais 17.182 12.764 55.602 53.399

Tributos a recolher 7 75.905 89.128 407.630 401.867

Encargos setoriais 19 - - 50.098 72.489

Indenização socioambiental 24 - - 1.265 2.189

Uso do bem público (UBP) 23 - - 1.610 1.594

Garantias bancárias 18 4.015 12.895 4.015 12.895

Dividendos 26 820.583 305.500 1.159.213 580.829

Juros sobre capital próprio (JSCP) 27 531.250 531.250 875.665 838.094

Partes relacionadas 28 119 - 811.941 216.874

Empréstimos e financiamentos 21 - - 728.697 54.806

Debêntures 22 - - 355.375 223.708

Receitas diferidas - - 15.378 5.049

Provisões para riscos 25 - - 129.743 92.391

Provisões para grandes reparos 20 - - 174.737 341.985

Outras obrigações - 15.245 2.073 16.243

Total do passivo circulante 1.462.850 971.916 5.992.108 3.863.579

Não circulante

Fornecedores 17 14.430 5.955 46.959 26.465

Tributos a recolher 7 - - - 143.541

Encargos setoriais 19 - - 59.842 29.920

Indenização socioambiental 24 - - 11.743 10.936

Uso do bem público (UBP) 23 - - 18.050 14.037

Garantias bancárias 18 4.860 5.030 4.860 5.030

Partes relacionadas 28 - - 2.796.298 3.390.450

Empréstimos e financiamentos 21 - - 2.448.483 3.172.791

Debêntures 22 - - 1.504.647 1.777.152

Receitas diferidas - - 3.747 21.256

Impostos diferidos 7 - - 613.048 571.293

Provisões para riscos 25 - - 201.303 68.992

Provisões para grandes reparos 20 - - 1.639.478 1.911.664

Plano de aposentadoria 29 - - 18.465 -

Outras obrigações 16.499 - 22.532 6.347

Total do passivo não circulante 35.789 10.985 9.389.455 11.149.874

Total do passivo 1.498.639 982.901 15.381.563 15.013.453

Patrimônio líquido 30

Capital social 9.926.535 9.926.535 9.926.535 9.926.535

Reserva legal 67.822 24.790 67.822 24.790

Reserva de lucros 318.971 837.426 318.971 837.426

Ajuste de avaliação patrimonial 214.038 25 214.038 25

Total do patrimônio líquido 10.527.366 10.788.776 10.527.366 10.788.776

Participação não controladores - - 3.221.018 3.225.812

Patrimônio líquido consolidado 10.527.366 10.788.776 13.748.384 14.014.588

Total do passivo e patrimônio líquido 12.026.005 11.771.677 29.129.947 29.028.041

ConsolidadoNota

ControladoraPASSIVO

34

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



2019 2018 2019 2018

Receita operacional líquida 31 - - 4.844.725 1.589.150

Custo do serviço de energia elétrica

Pessoal - - (133.975) (72.919)

Material - - (25.245) (7.956)

Serviços de terceiros - - (105.817) (43.634)

Energia comprada 32 - - (774.073) (385.792)

Depreciação e amortização - - (533.221) (315.278)

Encargos de uso da rede elétrica 32 - - (289.951) (146.056)

Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (CFURH) - - (79.021) (42.140)

Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) - - (7.695) (3.500)

Seguros - - (19.179) (11.908)

Aluguéis - - (713) (950)

Provisões para riscos 25 - - (32.391) (41.402)

Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) - - (11.957) (19.989)

Outros - - (3.712) (4.125)

- - (2.016.950) (1.095.649)

Resultado bruto - - 2.827.775 493.501

Despesas operacionais

Pessoal e administração (74.386) (49.021) (119.923) (75.411)

Material (513) (451) (1.219) (888)

Serviços de terceiros (20.714) (15.287) (44.701) (62.673)

Depreciação e amortização (102.217) (35.989) (109.017) (38.163)

Seguros (321) (456) (786) (662)

Aluguéis (121) (1.666) (2.991) (4.068)

Provisões para riscos 25 - - (1.376) (817)

Compartilhamento de despesas 57.766 - - -

Provisão para perda na alienação de bens - - (23.537) -

Outras 9.144 36.187 (14.789) 20.416

(131.362) (66.683) (318.339) (162.266)

Resultado de participações societárias

Perda de participação societária - (6.742) - (6.459)

Equivalência patrimonial 12 1.015.168 (181.129) 45.575 14.919

1.015.168 (187.871) 45.575 8.460

Resultado operacional 883.806 (254.554) 2.555.011 339.695

Resultado financeiro 33

Receitas 25.585 18.143 898.663 777.358

Despesas (46.669) (56.669) (1.695.436) (2.005.081)

(21.084) (38.526) (796.773) (1.227.723)

Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 862.722 (293.080) 1.758.238 (888.028)

Imposto de renda e contribuição social 34

Corrente (2.079) 1.109 (437.722) (212.894)

Diferido - - 23.204 686.163

(2.079) 1.109 (414.518) 473.269

Lucro líquido do exercício 860.643 (291.971) 1.343.720 (414.759)

Atribuível a

Sócios controladores 860.643 (291.971) 860.643 (291.971)

Sócios não controladores - - 483.077 (122.788)

860.643 (291.971) 1.343.720 (414.759)

Quantidade de ações

Sócios controladores 9.926.535 8.000.000 9.926.535 8.000.000

Sócios não controladores - - 2.607.798 2.338.300

9.926.535 8.000.000 12.534.333 10.338.300

Lucro líquido básico por lotes de mil ações, em reais 35 0,08670 (0,03650) 0,10720 (0,04012)

Controladora ConsolidadoNota

35

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMONIO LÍQUIDO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



2019 2018 2019 2018

Lucro líquido do exercício 860.643 (291.971) 1.343.720 (414.759)

Projeção a partir da revisão das premissas

macroeconômicas do plano de pensão29 (11.843) - (18.465) -

Ganhos atuariais líquidos com plano de pensão de benefício

definido373 - 581 -

(11.470) - (17.884) -

Resultado abrangente do exercício 849.173 (291.971) 1.325.836 (414.759)

NotaControladora Consolidado

Subscrito Reservas de

lucros Reserva legal

Saldo em 31 de dezembro de 2018 9.926.535 837.426 24.790 25 - 10.788.776 3.225.812 14.014.588

Ajuste de avaliação patrimonial - - - 271.780 (271.780) - - -

Saldo em 31 de dezembro de 2018 ajustado 9.926.535 837.426 24.790 271.805 (271.780) 10.788.776 3.225.812 14.014.588

Resultado abrangente do exercício

Lucro líquido do exercício - - - - 860.643 860.643 483.077 1.343.720

Projeção a partir da revisão das premissas macroeconomicas

do plano de pensão - - - (11.843) - (11.843) (6.622) (18.465)

Ganhos atuariais com plano de pensão de benefício definido - - - 373 - 373 208 581

Total do resultado abrangente do exercício - - - (11.470) 860.643 849.173 476.663 1.325.836

Destinação do lucro líquido do exercício

Transferência entre reservas - 302.128 43.032 - (345.160) - - -

Dividendos intermediários - (820.583) - - - (820.583) (318.823) (1.139.406)

Dividendos propostos - - - - - - (4.767) (4.767)

Realização do ajuste de avaliação patrimonial - - - (46.297) 46.297 - - -

Juros sobre capital próprio - - - - (290.000) (290.000) (157.867) (447.867)

Total das contribuições de acionistas e distribuições aos

acionistas- (518.455) 43.032 (46.297) (588.863) (1.110.583) (481.457) (1.592.040)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 9.926.535 318.971 67.822 214.038 - 10.527.366 3.221.018 13.748.384

Total do

patrimônio

líquido

Consolidado

Participação

dos não

controladores

Capital social Reservas de lucros Ajuste de

avaliação

patrimonial

Lucros

acumulados

Patrimônio

líquido da

controladora

Subscrito a integralizar

Reservas de

retenção de

lucros

Reserva legal

Saldo em 31 de dezembro de 2017 8.000.000 (426.578) 1.652.147 24.790 - - 9.250.359 2.909.845 12.160.204

Resultado abrangente do exercício

Prejuízo do exercício - - - - - (291.971) (291.971) (122.788) (414.759)

Ajuste de avaliação patrimonial - - - - 25 - 25 18.923 18.948

Total do resultado abrangente do exercício - - - - 25 (291.971) (291.946) (103.865) (395.811)

Destinação do lucro líquido do exercício

Transferência entre reservas - - (297.199) - - 291.971 (5.228) 44.451 39.223

Aumento de capital 1.926.535 426.578 - - - - 2.353.113 - 2.353.113

Saldo de aquisição - - - - - - - 787.789 787.789

Participação de minoritários - - - - - - - (25.982) (25.982)

Dividendos conforme AGE de 21/12/2018 - - (185.872) - - - (185.872) - (185.872)

Juros sobre capital próprio - - (331.650) - - - (331.650) (386.426) (718.076)

Total das contribuições de acionistas e distribuições aos

acionistas1.926.535 426.578 (814.721) - - 291.971 1.830.363 419.832 2.250.195

Saldo em 31 de dezembro de 2018 9.926.535 - 837.426 24.790 25 - 10.788.776 3.225.812 14.014.588

Patrimônio

líquido da

controladora

Capital social Reservas de lucros Ajuste de

avaliação

patrimonial

Prejuízos

acumulados

Participação

dos não

controladores

Total do

patrimônio

líquido

Consolidado

36

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



2019 2018 2018 2018

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 862.722 (293.080) 1.758.238 (888.028)

Ajustes em:

Depreciação e amortização 102.217 35.989 642.364 353.441

Equivalência patrimonial (1.015.168) 181.129 (45.575) 14.919

Juros sobre empréstimo e financiamentos 21.3 - - 301.142 410.919

Juros sobre partes relacionadas 28.4.1 - - 183.911 175.633

Atualização ativos financeiros 10.2 - - (536.913) 260.277

Amortização de custos de transação de debentures - - 3.430 1.042

Apropriação de juros sobre debêntures 22.3 - - 88.044 7.445

Apropriação de variação monetária sobre debentures 22.3 - - 35.906 6

Apropriação de ajuste a valor presente de ativos financeiros - - - 1.592.697

Amortização - ajuste a valor presente de provisão para grandes reparos 20.2 - - 179.586 147.612

Provisão de estimativa de crédito de liquidação duvidosa (PECLD) - - 11.957 -

Amortização e atualização do ajuste a valor presente (UBP) 23.1 - - 15.818 330

Apropriação do ajuste a valor presente (UBP) 23.1 - - (9.288) 662

Atualização monetária de provisões - - 14.817 1.909

Variação monetária sobre depósitos judiciais - - (26.736) (26.197)

Variações cambiais, liquidas, sobre partes relacionadas 28.4.1 - - 140.351 546.258

Indenizações ambientais - - 828 6

(Provisão)/reversão para riscos - - 33.767 43.240

Amortização de custos de transação sobre empréstimos 21.3 - - 279 -

Baixas no ativo imobilizado e intangível 388 - 11.281 -

Provisão para perda na alienação de bens - - 23.537 -

Perda na participação societária - 6.742 - 6.459

Variação nos ativos: - - - -

Clientes - - 9.767 (168.714)

Tributos a recuperar 38.968 - 45.565 114.590

Repactuação do risco hidrológico - - 259 259

Despesas antecipadas 16.948 (3.406) 10.164 (4.296)

Depósito judicial - - - (540)

Aplicações financeiras vinculadas_ - - 39.474 -

Serviços em curso - - (760) (4.310)

Atualização monetária para contingências de desapropriações - - 1.925 -

Capitalizações de riscos para desapropriações - - (750) -

(Provisão)/reversão para riscos de desapropriações - - (715) -

Ativo financeiro vinculado à concessão 10.2 - - 268.856 (320.884)

Outros créditos 1.449 1.037 227.536 (413.715)

Partes relacionadas - Ativo (3.846) (1.005) - 545

Controladora ConsolidadoNota

37

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E 2018



2019 2018 2018 2018

Variação nos passivos

Fornecedores 17.137 (679) 282.868 (3.836)

Encargos setoriais - - 7.531 13.055

Garantias bancárias a pagar (9.050) 1.870 (9.050) 1.870

Provisões para grandes reparos - - (619.020) 55.166

Partes relacionadas - Passivo 119 - - (3.022)

Salários, provisões e contribuições sociais 4.418 3.642 2.203 11.717

Tributos a recolher (5.395) (71.391) 20.120 (197.749)

Debêntures - - 41.238 -

Provisões para riscos - - 135.535 (48)

Indenização social e ambiental - - (945) (1.648)

Uso do bem público (UBP) 23.1 - - (2.501) (2.260)

Receita diferida - - (7.180) (37)

Impostos, taxas e contribuições (2.079) 1.109 (439.543) -

Outras obrigações - - 2.140 (196.338)

Caixa gerado pelas operações 8.828 (138.043) 2.841.461 1.528.435

Imposto de renda e contribuição social pagos (570) - (222.562) (139.083)

Juros pagos sobre empréstimos e financiamentos 21.3 - - (301.014) (431.310)

Juros pagos sobre debentures 21.3 - - (123.641) -

Variação monetária paga sobre debêntures 22.3 - - (26.140) -

Juros pagos sobre partes relacionadas 22.3 - - (93.985) (170.791)

Juros sobre capital próprio recebidos 22.3 434.173 252.934 (3.565) 3.809

Dividendos recebidos 716.141 526.510 41.410 19.018

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.158.572 641.401 2.111.964 810.078

Fluxos de caixa das atividades de investimentos

Adiantamento para futuro aumento de capital 32.472 (52.000) 32.472 (52.000)

Aplicações financeiras vinculadas. - 112.471 (37.171) 114.121

Caixa adquirido pela aquisição - Rio Paranapanema Participações - - - 1.580.591

Aportes de capital 12.2 (134.415) (10.000) (125.415) (10.000)

Adições no ativo imobilizado e intangível (25.163) (2.361) (109.328) (246.379)

Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos (127.106) 48.110 (239.442) 1.386.333

Fluxo de caixa das atividades de financiamentos

Captação de debêntures - - - 480.000

Pagamentos de principal sobre empréstimos e financiamentos 28.4.1 - - (50.824) (50.563)

Pagamentos de principal sobre partes relacionadas 21.3 - - (229.487) 61.756

Pagamentos de principal sobre debêntures 28.4.1 - - (159.675) -

Juros sobre capital próprio pagos (246.500) 61.579 (343.446) (222.027)

Dividendos pagos (305.500) - (565.389) -

Fluxo de caixa líquido aplicado nas atividades de financiamento (552.000) 61.579 (1.348.821) 269.166

Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa, líquidos 479.466 751.090 523.701 2.465.577

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 786.994 35.904 3.242.823 777.246

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 1.266.460 786.994 3.766.524 3.242.823

Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa, líquidos 479.466 751.090 523.701 2.465.577

continuaçãoControladora Consolidado

Nota

38

NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2019 E DE 2018


1. INFORMAÇÕES GERAIS

1.1. Contexto operacional

A China Three Gorges Brasil Energia Ltda (“Sociedade” ou “CTG Brasil”), também referida isoladamente ou em conjunto com suas controladas como Grupo, é uma sociedade limitada, com sede na cidade de São Paulo. É um Grupo controlado pela China Three Gorges Corporation (CTG), estatal chinesa do segmento de energia limpa, com presença mundial e foco na geração de energia hidrelétrica em usinas de grande porte. A Sociedade tem por objeto social participar em outras sociedades, nacionais ou estrangeiras, como sócia ou acionista, notadamente sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar e explorar projetos de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos, bem como participar em fundos de investimentos, prestação de serviços em negócios de energia elétrica , bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a sociedades controladas e coligadas e promoção de empreendimentos e consultoria na implantação de projetos no setor de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica e consultoria para comercialização de energia elétrica e atividades correlatas. Desde o início de suas operações, a Sociedade vem focando sua entrada no mercado através de aquisições de participações societárias relevantes em usinas de geração de energia renovável, com destaque para hidrelétricas, tendo adquirido participações nas Companhias: 1.2. Companhias controladas:

1.2.1. Rio Paraná Energia S.A.

A Sociedade detém 66,67% da Controlada Rio Paraná Energia S.A.(“Rio Paraná”), uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, que possui o contrato de concessão nº 01/2016 firmado com o Ministério de Minas e Energia - MME, com prazo de 30 anos, contados a partir de 01 de julho de 2016, advindo do leilão E-1/E-2 nº 12/2015, realizado para outorga da concessão mediante a contratação de serviço de geração de energia elétrica, pelo menor valor do somatório do custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e do Retorno da Bonificação pela Outorga (RBO), os quais compõe sua remuneração, denominada de Receita Anual de Geração – RAG. O contrato de concessão regula a concessão de energia elétrica da Usina Hidrelétrica Jupiá e da Usina Hidrelétrica Ilha Solteira. O valor pago pela bonificação pela Outorga (BO) dos dois lotes foi de R$ 13.803.752. 1.2.1.1. Rio Paraná Eclusas S.A.

A Controlada Rio Paraná Energia S.A. detém 100% (cem por cento) do capital social da Rio Paraná Eclusas S.A. (“Paraná Eclusas”), que é uma sociedade anônima de capital fechado e tem como objeto social a operação e manutenção da Eclusa de Jupiá, a prestação de serviços relacionados à operação da Eclusa de Jupiá, bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a sociedades controladas e coligadas; e participação em outras sociedades, nacionais ou estrangeiras, como sócia ou acionista.

39

1.2.2. Rio Verde Energia S.A.

A Controlada Rio Verde Energia S.A. (“Rio Verde”) é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de Curitiba, Estado do Paraná. Na condição de produtora independente de energia elétrica tem por objeto social a implantação, a produção, a comercialização de energia elétrica e a instalação da linha de transmissão de interesse restrito à central geradora de energia elétrica, mediante concessão para exploração do potencial energético denominado Usina Hidrelétrica Salto (“UHE Salto” ou “Usina”), localizada no Rio Verde, nos municípios de Itarumã e Caçu, no Estado de Goiás, com potência instalada de 116MW e energia assegurada de 67,8MWm. Foi objeto do leilão nº 001/2002 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que originou o Contrato de Concessão nº 090/2002 – Aneel, com prazo de 35 anos, contados a partir de 11 de dezembro de 2002 (término da concessão em 11 dezembro de 2037), podendo ser prorrogado mediante o cumprimento, pela Rio Verde, das condições estabelecidas pelo contrato de concessão. 1.2.3. Rio Canoas Energia S.A.

A Controlada Rio Canoas S.A. (“Rio Canoas”), é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de Curitiba, Estado do Paraná. Na condição de produtora independete de energia elétrica tem por objeto social a implantação, a produção, a comercialização de energia elétrica e a instalação da linha de transmissão de interesse restrito à central geradora de energia elétrica, mediante concessão para exploração do potencial energético denominado Usina Hidrelétrica Garibaldi (“UHE Garibaldi”), localizado no Rio Canoas, nos municípios de Cerro Negro e Abdon Batista, no estado de Santa Catarina, com potência instalada de 191,9MW e energia assegurada de 86,3MWm. Foi objeto do leilão A-5 N° 03/2010 da Aneel, que originou o contrato de concessão nº 003/2010 – Aneel, com prazo de 35 anos, contados a partir de 14 de dezembro de 2010 (término da concessão em dezembro de 2045), na qual a Resolução Autorizativa Aneel N° 6087, de 18 de outubro de 2016, Processo 48500.000269/2016-57, alterou o termo final da outorga de concessão da UHE Garibaldi, cadastrada sob o Código Único de Empreendimento de Geração (CEG) UHE. PH.SC.030415-8.01, para 19 de julho de 2046, podendo ser prorrogado mediante o cumprimento, pela Rio Canoas, das condições estabelecidas pelo contrato de concessão. Conforme Portaria nº 387, de 19 de dezembro de 2017, da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, definiu o novo montante da garantia física de energia da UHE Garibaldi, que passou de 83,1MW médio para 86,3MW médio, com o acréscimo de 3,2MW médio de garantia física. Com isso, passou da potência instalada de 189,0MW para 191,9MW. 1.2.4. CTG Brasil Negócios de Energia S.A.

A Controlada CTG Brasil Negócios de Energia S.A., (“CTGBNE”) é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de São Paulo. Na condição de comercializadora de energia elétrica, tem por objeto social a comercialização de energia elétrica, incluindo a compra e venda de energia elétrica de outras comercializadoras e consumidores que possuam a livre opção de fornecimento ou a outros agentes admitidos, nos termos da lei. Além de prestar os serviços de consultoria técnica e consultiva a consumidores de energia de diferentes formas e modalidades, bem como a outros clientes no Brasil ou no exterior, participar na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), bem como em qualquer outra entidade, associação ou organismo associado à comercialização de energia elétrica, em suas diferentes formas e meios, representando a si mesma, seus acionistas ou terceiros, de acordo com as regras aplicáveis, participar em outros Grupos como quotistas ou acionistas, no Brasil ou no exterior e qualquer outra atividade relacionada acima mencionada.

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1.2.5. CTG Brasil Serviços Administrativos LTDA.

A Controlada CTG Brasil Serviços Administrativos LTDA., (“CTG Serviços”) é uma sociedade limitada com sede na cidade de Curitiba - PR. Na condição de prestadora de serviços de administração em geral, tem por objeto social a gestão de recursos financeiros, gestão de bens mobiliários, gestão contábil, apoio operacional e apoio administrativo para implantação, organização e funcionamento de empresas comerciais ou de outras naturezas. 1.2.6. Rio Paranapanema Participações S.A.

A Paranapanema Participações foi constituída com o objetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades dedicadas às atividades de geração de energia elétrica, além de participar de licitações e/ou leilões de transferência de participação acionária de sociedades do setor de energia elétrica, obtendo as correspondentes concessões, permissões ou autorizações, podendo, para tanto, desenvolver qualquer das seguintes atividades: estudo, planejamento, projeto, construção e operação de sistemas de produção e transformação de energia, especialmente elétrica, as quais são regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel, vinculada ao MME. 1.2.6.1. Rio Paranapanema Energia S.A.

A Controlada Rio Paranapanema Energia S.A. (“Rio Paranapanema Energia”), é uma sociedade anônima de capital aberto, concessionária de uso de bem público, na condição de produtora independente, com sede em São Paulo, tem como atividades principais a geração e a comercialização de energia elétrica, tem a capacidade instalada em operação de 2.265,2 MW, composta pelos seguintes parques geradores em operação no Estado de São Paulo: Usina Hidrelétrica (UHE) Capivara, UHE Chavantes, UHE Jurumirim, UHE Salto Grande, UHE Taquaruçu e UHE Rosana e 49,7% do Complexo Canoas, formado pelas UHEs Canoas l e Canoas ll. A capacidade instalada da Controlada indireta Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. (“Sapucaí-Mirim”) é de 32,5 MW, composta pelas PCH Retiro e PCH Palmeiras, localizadas no Rio Sapucaí, nos Municípios de Guará e São Joaquim da Barra, ambas no Estado de São Paulo. 1.2.6.2. CTG Brasil Trading Ltda.

A Controlada CTG Brasil Trading Ltda.(“Trading”), é uma sociedade limitada, estabelecida e domiciliada no Brasil, com sede na cidade de São Paulo – SP. Está com suas atividades operacionais paralisadas aguardando definições estratégicas do Grupo econômico a que pertence. Nos termos de seu contrato social, tem como atividades principais a comercialização de energia a consumidores livres e a prestação de serviços necessários ou correlatos às atividades de comercialização e importação de energia no âmbito do setor elétrico brasileiro e/ou de outros países. 1.3. Participações societárias

1.3.1. Participação acionária em empresas controladas em conjunto com a EDP – Energias do

Brasil

O Grupo possui participações nos empreendimentos descritos a seguir, controlados em conjunto a

partir de acordos de acionistas, nos percentuais descritos na nota explicativa n. 12.

1.3.1.1. Companhia Energética do Jari (CEJA)

A Companhia Energética do Jari (“CEJA”), sociedade anônima de capital fechado, com sede no município de São Paulo, Estado de São Paulo, tem por objeto as atividades de geração, transmissão e a comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza.

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A CEJA possui, desde 2011, 100% da participação acionária da ECE Participações S.A., sendo esta detentora da concessão da Usina Hidrelétrica Santo Antônio do Jari (UHE Jari), por meio do contrato de concessão nº 04/2002, celebrado junto à Aneel, cuja vigência se encerrará em 2044. A UHE Jari, localizada em Almeirim e Laranjal do Jari, na divisa dos estados do Pará e Amapá, possui 392,95MW de capacidade instalada com 217,7 MWm de energia assegurada, e entrou em operação comercial em 2014 – inicialmente previsto para 2015. 1.3.1.2. Cachoeira Caldeirão S.A.

A Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. (“Cachoeira Caldeirão”), é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede no município de Ferreira Gomes, no estado do Amapá, tem como objeto social a realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, a exploração do potencial da Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão (UHE Cachoeira Caldeirão), a comercialização da energia gerada por esse empreendimento, bem como a realização de quaisquer outros serviços afins ou complementares relacionados ao seu objeto social. A Cachoeira Caldeirão poderá ainda participar de outras empresas, negócios e empreendimentos voltados à atividade energética. É detentora da concessão da UHE Cachoeira Caldeirão, que possui 219 MW de capacidade instalada, com 129,7 MWm de energia assegurada e tem seu contrato de concessão vigente até 2.044. 1.3.1.3. Empresa de Energia São Manoel S.A.

A Empresa de Energia São Manoel S.A. (São Manoel), uma sociedade anônima de capital fechado com sede no município do Rio de Janeiro, estado do Rio de Janeiro, tem como objeto social planejar, construir, operar, manter e explorar as instalações da Usina Hidrelétrica São Manoel (UHE São Manoel), no rio Teles Pires, e executar outras atividades correlatas ao seu objeto social. A usina hidrelétrica possui 700 MW de capacidade instalada, com 424,5 MWm de energia assegurada, está localizada na divisa dos estados do Pará e Mato Grosso e tem seu contrato de concessão com vigência até 2.049. No exercício de 2016 foi identificada e contabilizada a perda no valor recuperável do ativo UHE São Manoel no valor de R$ 460.236. No cálculo do valor recuperável, foi considerado como premissa a obrigação de indenização por parte da Pan Seguros S.A., seguradora que emitiu apólice de seguro garantia em favor da São Manoel. O limite de indenização pela apólice é R$ 429.555, que foi considerado como reembolso a receber da seguradora. Em 2019, a Coligada, por meio de testes de sensibilidade, alterações regulatórias, e análise de indicadores identificou indicativos de que o cálculo de valor recuperável da usina poderia estar subavaliado, tendo efeito sobre o lançamento de impairment reconhecido em 2016. Os indicadores identificados vão desde a homologação da nova Garantia Física, até fatores de melhora no cenário macroeconômico, componentes para desconto de fluxo de caixa na avaliação de investimentos, utilizados para cálculo do valor recuperável. Após realizadas as análises de indicadores e performado o teste de recuperabilidade, utilizando as fontes internas e externas de informação previstas no CPC 01 (R1) - Redução ao Valor Recuperável de Ativos, a Coligada procedeu com o registro da reversão no montante de R$ 111.191.

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1.3.2. Participação acionária em empresas controladas em conjunto com a EDP Renováveis

do Brasil (EDPR)

A CTG Brasil adquiriu, pelo valor total de R$ 277.085, a participação acionária representativa de 49% do capital social das seguintes empresas controladas pela EDP Renováveis do Brasil (denominada Companhia EDPR): Cenaeel, Elebrás, Baixa do Feijão I, Baixa do Feijão II, Baixa do Feijão III e Baixa do Feijão IV; JAU e Aventura I. A Companhia EDPR, por meio do acordo de acionistas entre as partes, manteve o controle das investidas, bem como dados da capacidade instalada (MW) e data de entrada em operação. Essas empresas são centrais eólicas, de capital fechado, que têm como objeto social a realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e comercialização de energia eólica gerada pelos correspondentes empreendimentos. 1.4. Revisão das garantias físicas das usinas hidrelétricas

Em 4 de maio de 2017 foi publicada a Portaria nº 178/2017 que definiu os novos valores de garantia física de energia das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, válidos a partir de 1º de janeiro de 2018. Desta forma, a partir desta data, houve uma redução de aproximadamente 5% da garantia física da controlada Rio Paranapanema Energia em relação à garantia física vigente em dezembro de 2017. Em 2 de fevereiro de 2018, o Grupo ajuizou duas ações perante a Justiça Federal do Distrito Federal em face da União Federal, com pedido de liminar para suspender a aplicação da Portaria 178/2017 e para questionar os parâmetros de garantia física. Em ambas as ações, as liminares não foram concedidas em primeira instancia. Em 6 de abril de 2018, o Grupo obteve a liminar para afastar a aplicabilidade da Portaria 178/2017 em relação às UHEs Chavantes, Capivara, Taquaruçu e Rosana e no dia 25 de abril de 2018, obteve a liminar suspendendo os efeitos da Portaria MME nº 178/2017 em relação às UHEs Canoas I e II na parcela que ultrapassa o percentual de 10% (dez por cento) de redução de garantia física sobre o valor base estabelecido para o ano de 2000 no Primeiro Termo Aditivo ao contrato de Concessão n° 183/1998. Porém, em 10 de abril de 2019, foi publicada sentença que anula os pedidos referentes à liminar obtida para as usinas Canoas I e Canoas II. Em 30 de setembro de 2019 foi publicada sentença de primeiro grau julgando improcedente o pedido da inicial, da qual se apelou, obtendo-se, em 18.de dezembro de 2019, deferimento do pedido cautelar de antecipação de tutela recursal para suspender os efeitos da Portaria MME n. 178/2017 no ponto em que reduziu o valor das garantias físicas das Usinas Hidrelétricas de Capivara, Chavantes Taquaruçu e Rosana. Em 24 de junho de 2019, com a publicação do Despacho Aneel nº 1.733, houve o incremento de 1,9 MWm da garantia física da UHE Capivara, devido à homologação dos novos parâmetros de potência instalada e rendimento nominal da turbina da Unidade Geradora nº 2, resultado da conclusão do processo de repotenciação desta unidade. Como resultado da revisão extraordinária, a nova garantia física total da UHE Capivara passou a ser de 329,1 MWm (anteriormente 327,2 MWm), conforme estabelecido na Portaria nº 178/2017. No mês de setembro de 2019 foram abertas duas Consultas Públicas do MME – nº 82, com prazo de contribuições entre 05 a 20 de setembro – que lançou minuta de Portaria com o objetivo de propor novos Valores de Referência de Indisponibilidade Forçada - TEIF e Indisponibilidade Programada - IP de Usinas Hidrelétricas e a Consulta Pública nº 85, com o objetivo de obter contribuições dos agentes do setor elétrico acerca da proposta de medidas de curto prazo, bem como cronograma de execução, voltadas à realização da revisão das garantias físicas de energia de usinas despachadas centralizadamente. A CTG trabalhou para o envio de contribuições técnicas, em conjunto com associações de classe e individualmente, no âmbito desta Consulta.

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1.5. Garantia física

Em 10 de dezembro de 2019 foi publicada a Portaria MME nº 352/2019 que definiu novos valores de

garantia física para a UHE Jupiá em decorrência de pedido de revisão extraordinária de garantia física

realizado pela controlada Rio Paraná em 2018. De acordo com a Portaria, a UHE Jupiá auferirá um

ganho de 18,3MWmed.

O acréscimo de garantia física ocorrerá à medida que as 14 (catorze) máquinas entrarem em operação

após a modernização mediante realização de ensaios que comprovem a efetiva modernização da usina

e emissão de ato da Aneel (com homologação as características técnicas empregadas no cálculo dos

montantes de GF definidas na Portaria).

1.6. Marco legal do setor elétrico

O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou as Consultas Públicas n° 032, 033, que que visam à

reorganização do setor elétrico brasileiro colocando em discussão as propostas para temas como

abertura do mercado livre, separação de lastro e energia, administração da sobre contratação

involuntária, racionalização de subsídios, descotização e privatização de concessionárias de geração.

Posteriormente, também lançou a CP MME n° 042, que trata de questões relativas à implantação do

Preço Horário no Mercado de Curto Prazo, através de proposta de implementação do PLD com

granularidade temporal horária.

O Grupo enquanto estuda e acompanha a evolução dessas medidas entende, em princípio, que as

mesmas representam uma medida positiva de diálogo do Governo com as diversas áreas do setor no

sentido de buscar as melhores propostas para o setor elétrico brasileiro.

A implantação do preço horário, até então previsto para ser implantado a partir de janeiro/2020, foi

adiado pela Portaria MME nº 300 de 31 de julho de 2019, para implantação em duas fases. A primeira

delas será a partir de janeiro de 2020, quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico vai adotar o

Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo (Dessem) na programação de operação; e a

segunda em janeiro de 2021, quando a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica vai adotar o

Dessem no cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), na contabilização e na liquidação do

Mercado de Curto Prazo.

Em 07.10 foi publicada a Resolução Normativa Aneel nº 858/2019 com aprovação de metodologia de definição dos limites mínimo e máximo do PLD. Com a nova regra, a partir de 1º de janeiro de 2020, o PLD mínimo passa a ser o maior valor entre o custo de produção da UHE Itaipu (TEO Itaipu) e a Tarifa de Otimização (TEO). Adicionalmente, para ao PLD máximo, foram aprovados dois limites: o PLD máximo estrutural – com início de vigência a partir de janeiro de 2020 e o PLD máximo horário, com vigência a partir de janeiro de 2021. 1.7. Aprovação das demonstrações financeiras

A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração do Grupo em 20 de fevereiro de 2020.

2. RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABEIS E APRESENTAÇÃO DAS

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras individuais e consolidadas estão definidas abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os exercícios apresentados, salvo disposição em contrário.

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Como divulgado no exercício anterior, em 30 de novembro de 2018, a acionista China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.à.r.l. (“CTG Lux”) transferiu 66,67% das ações da Rio Paranapanema Participações S.A. ( informações na nota 1.2.6 abaixo) para a CTG Brasil através de aumento de capital no montante de R$ 2.353 milhões (R$ 1.927 milhões relativos à 66,67% das ações mencionadas acima e R$ 426 milhões relativos à integralização de capital). Dessa forma, a comparação do desempenho das operações da CTG Brasil e os seus correspondentes fluxos de caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e de 2018 é impactada por essa reestruturação societária. 2.1. Base de preparação

Demonstrações financeiras individuais e consolidadas Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo

evidenciadas nas demonstrações financeiras supracitada, e correspondem às utilizadas pela

administração na gestão do Grupo.

As demonstrações financeiras foram preparadas e estão sendo apresentadas conforme as práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos, orientações e interpretações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC) e de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro, o International Financial Reporting Standards (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e, quando aplicável, as regulamentações emitidas pela Aneel, quando esta não estiver em desacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais.

As demonstrações financeiras foram preparadas considerando o custo histórico como base para o ativo

imobilizado e ativo intangível e para ativos e passivos financeiros pelo custo amortizado.

A preparação de demonstrações financeiras requer o uso de certas estimativas contábeis críticas e o exercício de julgamento por parte do Grupo no processo de aplicação das suas políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível de julgamento e possuem maior complexidade, bem como as áreas nas quais premissas e estimativas são significativas para as demonstrações financeiras individuais, estão divulgadas na nota 3. 2.2. Moeda funcional e moeda de preparação

As demonstrações financeiras, estão apresentadas em reais, moeda funcional utilizada pelo Grupo. 2.3. Consolidação

Demonstrações financeiras consolidadas As seguintes políticas contábeis são aplicadas na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas. 2.3.1. Controladas

Controladas são todas as entidades nas quais o Grupo tem o poder de determinar as políticas financeiras e operacionais, acompanhada de uma participação maior que a metade dos direitos a voto (capital votante). As Controladas são consolidadas a partir da data em que o controle é transferido para o Grupo. A consolidação é interrompida a partir da data em que o controle termina. Transações entre a Sociedade e suas controladas, saldos e ganhos não realizados em transações entre empresas são eliminados. Os prejuízos não realizados também são eliminados, a menos que a operação forneça evidências de uma perda (impairment) do ativo transferido. As políticas contábeis

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das Controladas são alteradas quando necessário para assegurar a consistência com as políticas adotadas pelo Grupo. A posição dos investimentos em Controladas em 31 de dezembro de 2019 está descrita na nota 12. 2.3.2. Demonstrações financeiras individuais

As demonstrações financeiras individuais da Controladora foram preparadas conforme as práticas contábeis adotadas no Brasil emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e conforme as normas internacionais de relatório financeiro (International Financial Reporting Standards (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB)). Nas demonstrações financeiras individuais, as investidas da Companhia são contabilizadas e apresentadas com aplicação do método de equivalência patrimonial. Essas demonstrações individuais estão divulgadas em conjunto com as demonstrações financeiras consolidadas. 2.4. Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, investimentos de curto prazo de alta liquidez, com risco insignificante de mudança de valor, e contas garantidas liquidadas em curto espaço de tempo. 2.5. Instrumentos financeiros

2.5.1. Ativos financeiros

2.5.1.1. Classificação

O Grupo pode classificar seus ativos financeiros nas seguintes categorias:

i. Mensurados ao valor justo através do resultado;

ii. Mensurados ao custo amortizado;

A Administração determina a classificação de seu ativo financeiro no reconhecimento inicial, dependendo do modelo de negócio e da finalidade para a qual o ativo financeiro foi adquirido. Nestas demonstrações financeiras, o Grupo e suas Controladas possuem o seguinte instrumento financeiro:

i. Mensurado ao custo amortizado

Mensurado ao custo amortizado são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a doze meses após a data de emissão do balanço (estes são classificados como ativos não circulantes) e são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método de juros efetivos, deduzidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável. As receitas com juros provenientes desses ativos financeiros são registradas em receitas financeiras e operacionais, usando o método da taxa efetiva de juros. Quaisquer ganhos ou perdas devido à baixa do ativo são reconhecidos diretamente no resultado e apresentados em outros ganhos/ (perdas). As perdas por impairment são apresentadas em uma conta separada na demonstração do resultado. Para maiores detalhes dos ativos financeiros do Grupo e Controlada e suas classificações (vide nota explicativa n° 36).

O Grupo não opera com derivativos e também não aplica a metodologia denominada contabilidade de

operações de hedge (hedge accounting).

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2.5.1.2. Reconhecimento e mensuração

As compras e as vendas regulares de ativos financeiros são reconhecidas na data de negociação – data na qual o Grupo se compromete a comprar ou vender o ativo. Os valores são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo, acrescidos dos custos da transação para todos os ativos financeiros não classificados como ao valor justo por meio do resultado. Os custos das transações dos ativos financeiros classificados como valor justo por meio do resultado (destinados à negociação) são reconhecidos no resultado. Os empréstimos e recebíveis são mensurados pelo valor do custo amortizado. Os ativos financeiros são baixados quando os direitos de receber fluxos de caixa dos investimentos tenham vencido ou tenham sido transferidos; neste último caso, desde que o Grupo tenha transferido, significativamente, todos os riscos e os benefícios da propriedade. 2.5.1.3. Compensação de instrumentos financeiros

Ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é reportado no balanço patrimonial, quando há um direito legalmente aplicável de compensar os valores reconhecidos e há uma intenção de liquidá-lo, ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. 2.5.1.4. Impairment de ativos financeiros

Ativos negociados ao custo amortizado A partir de 1° de janeiro de 2018, o Grupo e sua controlada passou a avaliar, em base prospectiva, as perdas esperadas de crédito associadas aos títulos de dívida registrados ao custo amortizado. A metodologia de impairment aplicada depende de ter havido ou não um aumento significativo no risco de crédito. O Grupo avalia no fim de cada exercício se há evidência objetiva de que o ativo financeiro ou o grupo de ativos financeiros está deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos financeiros está deteriorado e os prejuízos de impairment são incorridos somente se há evidência objetiva de impairment como resultado de um ou mais eventos ocorridos após o reconhecimento inicial dos ativos "evento de perda" e aquele evento (ou eventos) de perda tem um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo financeiro ou grupo de ativos financeiros que pode ser estimado de maneira confiável. Os critérios que o Grupo utiliza para determinar se há evidência objetiva de uma perda por impairment incluem:

i. Dificuldade financeira relevante do emitente ou tomador;

ii. A quebra de contrato, como inadimplência ou mora no pagamento dos juros ou principal;

iii. O Grupo, por razões econômicas ou jurídicas relativas à dificuldade financeira do tomador de empréstimo, garante ao tomador uma concessão que o credor não consideraria;

iv. Torna-se provável que o tomador declare falência ou outra reorganização financeira;

v. O desaparecimento de um mercado ativo para aquele ativo financeiro devido às dificuldades financeiras; ou

vi. Dados observáveis indicando que há uma redução mensurável nos fluxos de caixa futuros estimados a partir de uma carteira de ativos financeiros desde o reconhecimento inicial daqueles ativos, embora a diminuição não possa ainda ser identificada com os ativos financeiros individuais na carteira, incluindo:

• Mudanças adversas na situação do pagamento dos tomadores de empréstimo na carteira;

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• Condições econômicas nacionais ou locais que se correlacionam com as inadimplências sobre os ativos na carteira.

O montante da perda por impairment é mensurado como a diferença entre o valor contábil dos ativos e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados (excluindo os prejuízos de crédito futuro que não foram incorridos) descontados à taxa de juros em vigor original dos ativos financeiros. O valor contábil do ativo é reduzido e o valor do prejuízo é reconhecido na demonstração do resultado. Se um empréstimo ou investimento tiver uma taxa de juros variável, a taxa de desconto para medir uma perda por impairment é a atual taxa de juros efetiva determinada de acordo com o contrato. Como um expediente prático, o Grupo pode mensurar o impairment com base no valor justo de um instrumento utilizando um preço de mercado observável. Se, no exercício subsequente, o valor da perda por impairment diminuir e puder ser relacionada objetivamente com um evento que ocorreu após o impairment (como uma melhoria na classificação de crédito do devedor), a perda anteriormente reconhecida é revertida por meio de resultado, desde que o valor contábil do investimento na data dessa reversão não exceda o eventual custo amortizado se o impairment não tivesse sido reconhecido. 2.6. Passivos financeiros

2.6.1. Classificação

Os passivos financeiros são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método de juros

efetivos, esse método é utilizado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e alocar

sua despesa de juros pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente

os fluxos de caixa futuros estimados ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando

apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido.

2.6.2. Reconhecimento e mensuração

Passivos financeiros são inicialmente reconhecidos a valor justo e, no caso de financiamentos, são acrescidos do custo da transação diretamente relacionado. Os passivos financeiros do Grupo incluem contas a pagar a fornecedores, financiamentos, empréstimos, e partes relacionadas A mensuração dos passivos financeiros depende de sua classificação. Após reconhecimento inicial, empréstimos, financiamentos e partes relacionadas sujeitos a juros são mensurados subsequentemente pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetivos. Ganhos e perdas são reconhecidos na demonstração do resultado no momento da baixa dos passivos, bem como durante o processo de amortização pelo método da taxa de juros efetivos. 2.7. Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes correspondem aos valores referente ao decurso normal das atividades do Grupo. Se o prazo de recebimento é equivalente a um ano ou menos as contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão apresentadas no ativo não circulante. Incluem os valores relativos ao suprimento de energia elétrica faturada e não faturada, inclusive a comercialização de energia elétrica efetuada no âmbito da CCEE. As contas a receber de clientes são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente, mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método da taxa de juros efetiva menos a provisão para crédito de liquidação duvidosa. Na prática, dado o prazo de cobrança, são normalmente reconhecidas ao valor faturado, ajustado pela provisão para impairment, se necessária.

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2.8. Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa - Impairment

Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança destes créditos, de acordo com o CPC 48 – Instrumentos Financeiros A estimativa para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida quando existe uma evidência objetiva de que o Grupo não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo com os prazos originais das contas a receber. A administração do Grupo não registra Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD), para eventos referentes ao MRE e MCP, pois entende que não há risco de não recebimento. 2.9. Despesas pagas antecipadamente

Os valores registrados no ativo representam as despesas pagas antecipadamente de seguros e fianças bancárias para apropriação conforme o regime de competência, isto é, amortizadas linearmente pelo prazo de vigência da apólice e carta fiança, bem como gastos incorridos com o sistema de banco de dados de cadastramento das propriedades nas bordas dos reservatórios, amortizados linearmente pelo prazo de concessão. 2.10. Serviços em curso

Os valores registrados nessa rubrica referem-se aos recursos aplicados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), em consonância com a Resolução Normativa nº 605/2014 da Aneel. Quando concluído, os projetos são baixados em contrapartida da conta do passivo, relacionada à provisão de P&D e submetidos à aprovação da Superintendência da Aneel. 2.11. Ativo financeiro vinculado a concessão

A Rio Paraná Energia S.A. possui em seu balanço o valor presente de parte da receita de Retorno da Bonificação da Outorga - RBO, que não possui risco de demanda, reconhecido como um ativo financeiro. Os fatores de indisponibilidade não interferem sobre essa parcela da receita da RBO, portanto essa receita é garantida incondicionalmente. Os efeitos destas transações estão em consonância com o ICPC 01 e OCPC 05 contratos de concessão (correspondente ao IFRIC 12). O ativo financeiro, considerável indenizável, é ajustado por atualização do IPCA de acordo com a resolução normativa nº 686 de 23 de novembro de 2015. O Grupo realizou a projeção dos valores a receber relacionados ao RBO referente ao montante pago pelo direito de concessão que possui previsão contratual de pagamentos fixos e garantidos pelo poder concedente durante o prazo da concessão. Nos anos de 2016 e 2017, o Grupo estimou o valor do ativo financeiro relativo aos 65% da RBO utilizando a metodologia de valor futuro e ajuste a valor presente que, naquele momento, constituía o melhor entendimento sobre a prática contábil. Em 2018, o Grupo realizou uma nova análise detalhada e comparação com outras empresas do mesmo segmento que possuem a mesma modalidade de contrato de concessão, ou seja, por quotas, e concluiu que houve uma evolução no entendimento da melhor metodologia contábil a ser aplicada para a contabilização do ativo financeiro. Como consequência, a nova estimativa do valor justo do ativo financeiro baseia-se no valor efetivamente pago no momento do investimento realizado, assim como todos os seus efeitos, dentre eles o mais relevante que é o IPCA sobre o fluxo.

49

Diante do entendimento que essa nova metodologia resultante da evolução do tema no setor, é uma apresentação mais adequada, onde se reflete com mais acuracidade os efeitos do tratamento contábil nos resultados e no fluxo de caixa da controlada Rio Parana Energia S.A., a Administração optou pela mudança da prática adotada até o ano de 2017. 2.12. Imobilizado

O Grupo considera que não haverá indenização pelo poder concedente ao final do prazo de concessão do valor residual dos bens nos empreendimentos pertencentes às investidas que possui controle. Dessa forma, o Grupo efetua a depreciação de seus bens pela taxa divulgada no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE) e para os itens que superam o prazo da concessão a depreciação é feita com base no prazo do contrato de concessão. A vida útil estimada, os valores residuais e a depreciação são revisadas no final da data do balanço patrimonial e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente. Todos os demais custos de reparo e manutenção são reconhecidos no resultado, quando incorridos. Os ativos do imobilizado são baixados em reformas, substituições, venda, perda e alienação dos bens. Eventual ganho ou perda resultante da baixa do ativo (calculado como sendo a diferença entre o valor líquido da venda e o valor contábil do ativo) é incluído na demonstração do resultado no exercício. 2.12.1. Contratos de concessão

Em 22 de setembro de 1999, a Controlada Rio Paranapanema Energia e a Aneel assinaram o contrato de Concessão de Geração nº 76/1999, que regula as concessões de UBP para geração de energia elétrica das usinas Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu e Rosana, outorgadas pelo Decreto s/nº de 20 de setembro de 1999, sendo que em 5 de agosto de 2011 foi firmado o Primeiro Termo Aditivo. O contrato concede à Companhia o direito de produção e comercialização de energia elétrica na condição de produtor independente, deixando, a partir daquela data, de recolher a Reserva Global de Reversão (RGR) (exceto recursos retidos originalmente pela CESP e parcialmente transferidos à Companhia em decorrência do processo de cisão daquela empresa), para contribuir com uma taxa de UBP, por um período de 5 anos. O prazo de duração da concessão e do contrato é de 30 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado por até 20 anos a critério do Poder Concedente. Em 30 de julho de 1998 foi assinado o Contrato de Concessão nº 183/1998 e em 18 de agosto de 2000 foi firmado o Primeiro Termo Aditivo a este contrato, que regulam as concessões para geração de energia elétrica das usinas Canoas I e Canoas II, tendo como partes a Aneel e as empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia, como produtora independente de energia elétrica, e a Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) na condição de autoprodutor; tal contrato prevê que 53,8 MWm são disponibilizados à CBA. Eventuais sobras de energia não utilizadas pela CBA devem ser absorvidas, sem ônus, pela Companhia. Reciprocamente, em regime normal de operação, quando a geração for inferior ao estabelecido contratualmente, a diferença será complementada, sem ônus, pela Companhia. O contrato de concessão tem prazo de vigência de 35 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado por até 20 anos a critério do Poder Concedente.

50

A Controlada Rio Canoas foi objeto do Leilão A-5 N° 03/2010 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que originou o Contrato de Concessão nº 003/2010 – Aneel, com prazo original de 35 anos, contados a partir de 14 de dezembro de 2010 (término original da concessão em 13 de dezembro de 2045). Este prazo de vigência da outorga de concessão foi prorrogado por 218 dias, de acordo com o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, firmado em 17 de novembro de 2017, que alterou o termo final para 19 de julho de 2046, conforme Resolução Autorizativa Aneel nº 6.087/2016 e o Despacho nº 340/2016 que autoriza a repactuação do risco hidrológico da UHE Garibaldi. Conforme Portaria N° 108, publicado em 11 de julho de 2016, da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, ficou definido o novo montante da Garantia Física de Energia da UHE Garibaldi, que passou de 83,1 MW médio para 84,0 MW médio, valor vigente até 19 de dezembro de 2017, com o acréscimo de 0,9 MW médio de Garantia Física. Em 20 de dezembro de 2017, com a publicação da Portaria SPE/MME nº 387 foi estabelecida a nova garantia física da usina atualmente vigente de 86,3 MWm, com o acréscimo de 2,3 MW médio. O início da operação comercial da UG-1 da UHE Garibaldi ocorreu na data de 24 de setembro de 2013, com mais de 13 meses de antecipação em relação aos prazos originais estabelecidos no Contrato de Concessão. Na sequência entraram em operação comercial a UG-4 (Casa de Força Secundária) em 15 de outubro de 2013, UG-2 em 23 de outubro de 2013 e UG-3 em 13 de dezembro de 2013.

Em 11 de dezembro de 2002, a Controlada Rio Verde e a Aneel assinaram o contrato de Concessão de Geração nº 90/2002, que regula as concessões de UBP para geração de energia elétrica da Usina Hidrelétrica Salto, outorgada pelo Decreto s/nº de 8 de novembro de 2002. O contrato concede à Companhia o direito de produção e comercialização de energia elétrica na condição de produtor independente. O prazo da concessão e do contrato é de 35 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado. A Companhia iniciou a operação da 1ª máquina em 25 de maio de 2010 (Despacho Aneel nº 1.446/2010) e da 2ª máquina em 28 de agosto de 2010 (Despacho Aneel nº 2.554/2010), com capacidade total instalada de 116 MW que foi regularizada através do Quarto Termo Aditivo, firmado em 24 de novembro de 2009, ao Contrato de Concessão. Conforme Portaria nº 33, publicado em 22 de agosto de 2011, da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, ficou definido o novo montante da garantia física de energia da UHE Salto, que passou de 63,8 MW médios para 67,8MW médios, valor vigente até 31 de dezembro de 2017, com o acréscimo de 4,0MW médios de garantia física. Desde 1º de janeiro de 2018 a nova garantia física vigente é de 66,1 MWm, resultado da revisão ordinária estabelecida na Portaria MME nº 178/2017.

Contrato de

concessão

Aneel

Usina Tipo UF Rio

Capacidade

instalada

(MW)

Garantia

física (MW

médio)

Início da

concessão

Vencimento

concessão

76/1999 Jurumirim UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 101,0 44,7 22/09/1999 21/09/2029

76/1999 Chavantes UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 414,0 169,1 22/09/1999 21/09/2029

76/1999 Salto Grande UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 73,8 52,3 22/09/1999 21/09/2029

76/1999 Capivara UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 643,0 329,1 22/09/1999 21/09/2029

76/1999 Taquaruçu UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 525,0 195,6 22/09/1999 21/09/2029

76/1999 Rosana UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 354,0 173,9 22/09/1999 21/09/2029

183/1998 Canoas I UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 82,5 54,2 30/07/1998 29/07/2033

183/1998 Canoas II UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 72,0 45,6 30/07/1998 29/07/2033

2.265,3 1.064,5

Controladora

Contrato de

concessão

Aneel

Usina Tipo UFCapacidade

instalada (MW)

Garantia física

(MW médio)

Inicio da

concessão

Vencimento da

concessão

03/2010 Garibaldi UHE - Hidrelétrica SC 191,9 86,3 14/12/2010 19/07/2046

51

2.12.2. Garantia Física

No período de 2015 a 2019, houve um acréscimo total de 33,0 MWm na garantia física da Controlada Paranapanema, considerando-se as repotenciações, modernizações e correções de parâmetros técnicos ocorridas neste período, conforme tabela abaixo:

Em 24 de junho de 2019, com a publicação do Despacho Aneel nº 1.733, houve o incremento de 1,9 MWm da garantia física da UHE Capivara, devido à homologação dos novos parâmetros de potência instalada e rendimento nominal da turbina da Unidade Geradora nº 2, resultado da conclusão do processo de repotenciação desta unidade. Como resultado da revisão extraordinária, a nova garantia física total da UHE Capivara passou a ser de 329,1 MWm (anteriormente 327,2 MWm), conforme estabelecido na Portaria nº 178/2017. 2.12.3. Resoluções autorizativas

A Aneel autorizou a exploração do potencial hidrelétrico das Pequenas Centrais Hidrelétricas Retiro e Palmeiras respectivamente, através das Resoluções nº 549 de 08 de outubro de 2002 e nº 706 de 17 de dezembro de 2002, em nome da Sociedade de Energia Bandeirantes – SEBAND – Ltda. (Seband). Em fevereiro de 2007, a Controlada Rio Paranapanema Participações S.A. e a Seband assinaram Contrato de Cessão e Transferência de Quotas e Outras Avenças, objetivando a transferência dos bens e direitos relativos à exploração do aproveitamento hidrelétrico das PCH Retiro e PCH Palmeiras para a Controlada indireta Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda., concomitantemente à transferência integral das quotas da Controlada para a Rio Paranapanema Participações S.A.. Através da Resolução nº 944 de 05 de junho de 2007, a Aneel autorizou a transferência das autorizações para implantar e explorar as PCH Retiro e PCH Palmeiras da Seband para a Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. Em 2015, Controlada Rio Paranapanema Participações S.A. transferiu o controle societário da Controlada para a Companhia por meio de constituição de reserva de capital.

Contrato de

concessão

Aneel

Usina Tipo UFCapacidade

instalada (MW)

Garantia física

(MW médio)

Inicio da

concessão

Vencimento da

concessão

90/2002 Salto UHE -Hidrelétrica GO 116,0 66,1 11/12/2002 11/12/2037

Despacho ANEEL 2.436/2015 29/07/2015 4,1 Modernização da UG-01 da UHE Chavantes

Despacho ANEEL 848/2016 07/04/2016 1,1 Modernização da UG-03 da UHE Chavantes

Despacho ANEEL 3.266/2016 16/12/2016 0,5 Modernização da UG-02 da UHE Chavantes

Despacho ANEEL 1.943/2017 02/08/2017 3,3

Despacho ANEEL 1.434/2018 05/07/2018 2,9 Repotenciação da UG-01 da UHE Capivara

Despacho ANEEL 1.733/2019 24/06/2019 1,9

33,0

Repotenciação da UG-04 da UHE Capivara

Acréscimo total de garantia física da Companhia

Repotenciação da UG-02 da UHE Capivara

Histórico de Revisão Extraordinária de Garantia Física das Usinas da Rio Paranapanema Energia S.A - Período 2015-2019 (Portaria

MME nº 406/2017)

Portaria MME 156/2015 14/05/2015 19,2

Repotenciação da UG-3 da UHE Capivara (7,5 MWm)

Correção de parâmetros técnicos da UHE Taquaruçu (5,0 MWm)

Correção de parâmetros técnicos da UHE Rosana (6,7 MWm)

Regulamento Data da publicação

Acréscimo de

Garantia Física

(MWm)

Observação

52

2.13. Ativos intangíveis

2.13.1. Softwares

As licenças de softwares adquiridas são capitalizadas com base nos custos incorridos ligados diretamente ao funcionamento do software. Esses custos são amortizados durante sua vida útil estimável conforme tempo de contrato. Os gastos relativos à manutenção de softwares são reconhecidos como despesa, conforme incorridos. Os custos de desenvolvimento que são diretamente atribuíveis ao projeto e aos testes de produtos de software identificáveis e exclusivos, controlados pelo Grupo, são reconhecidos como ativos intangíveis. 2.13.2. Uso do bem público (UBP)

Pela exploração da geração de energia elétrica outorgada através dos contratos de concessões, o Grupo paga, valores anuais, contados a partir das assinaturas dos contratos, em parcelas mensais referentes à UBP. Tais desembolsos, a valores históricos, foram reconhecidos no grupo de intangíveis, e são amortizados ao longo do período de concessão. 2.13.3. Repactuação do risco hidrológico

A Lei n° 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite a repactuação do risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), desde que haja anuência da Aneel, com efeitos a partir de 1° de janeiro de 2015. O produto solicitado para repactuação pela Companhia foi o SP90. Conforme Resolução Autorizativa Aneel n° 6087, de 18 de outubro de 2016, Processo 48500.000269/2016-57, foi alterado o termo final da outorga de concessão da UHE Garibaldi, cadastrada sob o Código Único de Empreendimento de Geração (CEG) UHE. PH.SC.030415- 8.01, aumentando o prazo de concessão para 19 de julho de 2046. 2.13.4. Direitos do Contrato de Concessão

Referem-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de energia elétrica e pelo uso de infraestrutura, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1). A amortização é registrada com base no prazo final do contrato de concessão. A parte remanescente da remuneração paga pelo contrato de concessão da Rio Paraná Energia S.A. foi registrada como um ativo intangível, uma vez que a empresa receberá parte da remuneração do mercado livre mediante capacidade de cobrar das empresas distribuidoras de energia e prestação de serviço pelo modelo de cotas.

Controlada

Resolução de

Autorização

ANEEL

Usina Tipo UF RioCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Início da

Autorização

Vencimento

Autorização

549/2002 Retiro PCH - Hidrelétrica SP Sapucaí 16,0 8,1 10/10/2002 09/10/2032

706/2002 Palmeiras PCH - Hidrelétrica SP Sapucaí 16,5 8,1 18/12/2002 17/12/2032

32,5 16,2

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2.13.5. Contrato de Concessão

O contrato de concessão firmado pela Controlada Rio Paraná estabelece que os ativos vinculados à infraestrutura devem ser revertidos ao poder concedente no final da concessão, mediante pagamento de uma indenização para os investimentos não amortizados. De acordo com a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão, as infraestruturas enquadradas nas concessões não são reconhecidas pelo operador como ativos fixos tangíveis ou como uma locação financeira, uma vez que o operador não controla os ativos, nem quais e a quem os serviços devem ser prestados, passando a ser reconhecidas de acordo com o modelo de concessão. De acordo com o normativo, os ativos da infraestrutura enquadrados nesta interpretação são reconhecidos de acordo com um dos modelos contábeis previstos na interpretação. Os possíveis modelos a serem assumidos junto ao concessionário são o modelo do Ativo Financeiro, do Ativo Intangível e o Bifurcado. O modelo do Contrato de Concessão da Rio Parana corresponde a um modelo Bifurcado de Ativo, considerando:

i. O Ativo Financeiro, que corresponde à parcela outorga paga e que será recebida até o final

do contrato de concessão e que não existe risco de demanda;

ii. Ativo Intangível, pelo direito ao uso, durante o período da concessão, da infraestrutura

adquirida pela Companhia e, consequentemente, ao direito de cobrar das distribuidoras pelos

serviços prestados de fornecimento de energia elétrica ao longo do Contrato de Concessão.

2.14. Impairment de ativos não financeiros

Os ativos sujeitos à depreciação ou amortização são revisados para a verificação de impairment sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser recuperável. Uma perda por impairment é reconhecida pelo valor ao qual o valor contábil do ativo excede seu valor recuperável. Este último é o valor mais alto entre o valor justo de um ativo menos os custos de venda e o valor em uso. Para fins de avaliação do impairment, os ativos são agrupados nos níveis mais baixos para os quais existem fluxos de caixa identificáveis separadamente Unidade Geradora de Caixa (UGC). Os ativos não financeiros que tenham sofrido impairment são revisados para a análise de uma possível reversão do impairment na data de apresentação do relatório. 2.15. Fornecedores e outras contas a pagar

Fornecedores e outras contas a pagar são obrigações a pagar por bens, energia elétrica, encargos de uso da rede, materiais e serviços que foram adquiridos de fornecedores no curso normal dos negócios, sendo classificados como passivos circulantes se o pagamento for devido no período de até um ano (ou no ciclo operacional normal dos negócios, ainda que mais longo), caso contrário, fornecedores e outras contas a pagar são apresentados como passivo não circulante. Eles são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado com o uso do método de taxa de juros efetiva. Na prática, considerando o prazo de pagamento, são normalmente reconhecidos ao valor da fatura correspondente

Contrato de

concessão

MME

Usina Tipo UF RioCapacidade

instalada (MW)

Garantia física

(MW médio)

Inicio da

concessão

Vencimento da

concessão

01/2016 Jupiá UHE -Hidrelétrica SP/MS Paraná 1.551,2 886,0 05/01/2016 01/07/2046

01/2016 Ilha Solteira UHE -Hidrelétrica SP/MS Paraná 3.444 1.731,5 05/01/2016 01/07/2046

54

2.16. Provisão para grandes reparos

Para a controlada Rio Parana Energia S.A. foram registradas as grandes manutenções obrigatórias para que a concessão opere nos níveis estabelecidos no contrato de concessão e que não implicam em receita adicional e que se referem a obrigação existente na data de assinatura do contrato de concessão, e trazida a valor presente pela taxa de desconto que melhor reflete o custo de captação da Controlada. Essa provisão foi reconhecida contra o ativo intangível no início do contrato de serviço, pois o passivo será considerado como uma contraprestação em consequência do contrato. Em caso de aumento na base da provisão, o efeito é registrado contra o intangível. Quando a revisão é em razão da alteração do fluxo dos dispêndios, esse efeito impacta o resultado. 2.17. Empréstimos, financiamentos debêntures e partes relacionadas

Os empréstimos, financiamentos, debêntures e partes relacionadas são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor de liquidação é reconhecida na demonstração do resultado durante o período em que os mesmos estejam em aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros. As taxas pagas no estabelecimento das debêntures são reconhecidas como custos da transação das debêntures, uma vez que seja provável que uma parte ou o total seja sacado. Nesse caso, a taxa é diferida até que o saque ocorra. Quando não houver evidências da probabilidade de saque de parte ou da totalidade, a taxa é capitalizada como um pagamento antecipado de serviços de liquidez e amortizada durante o período ao qual se relaciona. As debêntures são classificadas como passivo circulante, a menos que a Companhia tenha um direito incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço. 2.18. Provisões para riscos

O Grupo é parte de diversos processos judiciais e administrativos. Provisões são constituídas, quando necessário, para todas as contingências referentes a processos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita. A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.

2.19. Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos

As despesas de imposto de renda e contribuição social do exercício compreendem os impostos correntes e diferidos. Os impostos diferidos são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto na proporção em que estiverem relacionados com itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido ou no resultado abrangente. O imposto de renda e contribuição social correntes são calculados com base nas leis tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do balanço. A Administração avalia, periodicamente, as posições tributárias assumidas pelo Grupo com relação às situações em que a regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações. Estabelece provisões, quando apropriado, com base nos valores estimados de pagamento às autoridades fiscais.

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O imposto de renda e contribuição social correntes são apresentados líquidos, por entidade contribuinte, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no ativo quando os montantes antecipadamente pagos excedam o total devido na data do balanço. O imposto de renda e contribuição social diferidos são reconhecidos usando-se o método do passivo sobre as diferenças temporárias decorrentes de diferenças entre as bases fiscais dos ativos e passivos e seus valores contábeis nas demonstrações financeiras. Entretanto, o imposto de renda e contribuição social diferidos não são contabilizados se resultar do reconhecimento inicial de um ativo ou passivo em uma operação que não seja uma combinação de negócios, a qual, na época da transação, não afeta o resultado contábil, nem o lucro tributável (prejuízo fiscal). O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na proporção da probabilidade de que o lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas. Os impostos diferidos ativos e passivos são compensados quando há um direito exequível legalmente de compensar os ativos fiscais correntes contra os passivos fiscais. 2.20. Benefícios a empregados

2.20.1. Obrigações de aposentadoria

A Controlada Paranapanema patrocina planos de pensão e aposentadoria a seus empregados. Esses planos foram constituídos de acordo com as características de benefício definido (vide nota explicativa n° 22) e contribuição definida. Os custos, contribuições e o passivo ou ativo atuarial do plano de benefício definido são determinados, anualmente, em 31 de dezembro, por atuários independentes, e apurados usando o método da unidade de crédito projetada e registrados de acordo com a Deliberação CVM nº 695/2012 (CPC 33 (R1)). Com relação aos planos de pensão de benefício definido, a Controlada Paranapanema reconhece passivo no balanço patrimonial se o valor presente da obrigação de benefício definido na data do balanço é maior que o valor justo dos ativos do plano. O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado mediante o desconto das saídas futuras estimadas de caixa, usando taxas de juros condizentes com os rendimentos de mercado, as quais são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos de vencimento próximos daqueles da respectiva obrigação do plano de pensão. Os custos de serviços passados são imediatamente reconhecidos no resultado. A Controlada Paranapanema poderia reconhecer um ativo no balanço patrimonial se os superávits do plano de benefício definido levassem a uma redução efetiva dos pagamentos de contribuições futuras.No momento, o superávit verificado não atendeu a esse critério e nenhum ativo foi constituído. Os custos correntes do plano, incluindo os juros, menos os rendimentos esperados dos ativos, são reconhecidos no resultado mensalmente. Os ganhos e as perdas atuariais são reconhecidos imediatamente em outros resultados abrangentes, com efeito imediato no patrimônio líquido da Controlada Paranapanema. Não há benefício relacionado a aposentadoria ou planos e opções em ações (stock option).

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2.20.2. Participação nos lucros

O Programa de Participações no Resultado (PPR) é um programa de engajamento com os resultados da empresa, regulamentado pela Lei 10.101/00. É uma ferramenta de remuneração por desempenho, composto por regras de atingimento dos resultados com base em indicadores corporativos e individuais, cuja participação abrange todos os empregados ativos, sendo firmado mediante acordos coletivos para uma vigência anual. 2.21. Capital social

Ações Ordinárias (ON) são classificadas como patrimônio líquido. Essas ações dão direito a voto e participação nos resultados do Grupo. 2.22. Reconhecimento da receita

2.22.1. Receita de comercialização de energia

A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços no curso normal das atividades do Grupo. A receita de vendas é apresentada líquida dos impostos incidentes, dos abatimentos e dos descontos concedidos. O Grupo reconhece a receita quando:

i. O valor da receita pode ser mensurado com segurança;

ii. É provável que benefícios econômicos futuros fluirão para o Grupo;

iii. Quando critérios específicos são atendidos para cada uma das atividades do Grupo,

conforme descrição a seguir:

O valor da receita não é considerado como mensurável com segurança até que todas as contingências relacionadas com a venda tenham sido resolvidas. O Grupo baseia suas estimativas em resultados históricos, levando em consideração o tipo de cliente, o tipo de transação e as especificações de cada venda. O Grupo reconhece as receitas de vendas de energia em contratos bilaterais, MRE e MCP no mês de suprimento da energia de acordo com os valores constantes dos contratos e estimativas da Administração do Grupo, ajustados posteriormente por ocasião da disponibilidade dessas informações. 2.22.2. Receita de geração pelo regime de alocação de cotas

O valor da Receita Anual de Geração (RAG) está previsto no contrato de concessão da Controlada Rio Paraná, e é recebida/auferida pela disponibilização das instalações da infraestrutura. Não depende da

sua utilização pelos usuários do sistema nem está sujeito ao Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. Compõe esse grupo, a receita de manutenção visando a não interrupção da disponibilidade de energia e, quando aplicável, a receita de construção da infraestrutura de concessão.

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2.22.3. Receita de suprimento de energia elétrica

A receita de suprimento de energia elétrica é reconhecida no resultado de acordo com as regras de

mercado de energia elétrica, a qual estabelece a transferência dos riscos e benefícios sobre a

quantidade contratada de energia para o comprador.

2.22.4. Receita diferida

O Grupo possui contratos de curto e longo prazo de venda de energia contendo, cláusula de atualização monetária por índices de preços, além de redução do preço contratado na energia a ser fornecida no futuro. Em consonância com a Orientação do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (OCPC 05 - Orientação sobre Contratos de Concessão), para fins de linearização da receita ao longo do tempo, e considerada a diferença da parcela da receita obtida entre o preço de venda e o preço médio de venda no decorrer do contrato. A atual provisão dos ativos, para as Controladas indiretas Rio Paranapanema Energia S.A e Rio Sapucaí Mirim Energia Ltda será realizada até 2025 e 2021, respectivamente.. 2.22.5. Receita financeira

As receitas financeiras são reconhecidas conforme o prazo decorrido, usando o método da taxa de juros efetiva, registradas contabilmente em regime de competência e são representadas principalmente por rendimentos sobre aplicações financeiras, juros e descontos obtidos. 2.23. Distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio

A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é feita para os acionistas do Grupo com base no seu Estatuto Social, e é reconhecida como um passivo em suas demonstrações financeiras ao final do exercício. 2.24. CPC 06/IFRS 16

Método de transição O Grupo aplica o método de transição retrospectivo, o qual não requer apresentação de informações comparativas. Portanto, as informações referentes a exercícios anteriores continuam sendo apresentadas de acordo com a norma anterior. Os passivos foram mensurados ao valor presente dos pagamentos de arrendamentos remanescentes descontados por meio da taxa incremental. Não foram considerados custos diretos iniciais para a mensuração do ativo de direito de uso na data de aplicação inicial para contratos em andamento, apenas para novos contratos. O IFRS 16 estabelece princípios para o reconhecimento, mensuração, apresentação e divulgação para

contratos de arrendamentos. A norma introduz para os arrendatários um modelo único de

contabilização no balanço patrimonial, onde estes são requeridos a reconhecer um passivo de

arrendamento refletindo futuros pagamentos e o direito de uso do ativo arrendado. A natureza da

despesa relacionada a estes arrendamentos foi alterada, deixando de ser uma despesa linear de

arrendamento operacional e passando a representar uma despesa de amortização do direito de uso e

despesa de juros pela atualização do passivo de arrendamento.

58

Essa norma internacional altera as normas de arrendamento existentes, incluindo o CPC 06 (IAS 17) –

“Operações de Arrendamento Mercantil” e o ICPC 03 (IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27) – “Aspectos

Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil”.

Escopo da análise e identificação dos ativos

O Grupo analisou todos os contratos de arrendamento ativos na data de adoção inicial da norma,

quando foram identificados arrendamentos de imóveis.

Conforme permitido pela norma, foram desconsiderados do escopo da análise:

i. arrendamentos de curto prazo (inferiores a 12 meses); e

ii. contratos com valores inferiores a USD 5 mil (R$ 20 mil).

Também como permitido pela norma, quando da identificação dos ativos de direito de uso dentro do

escopo de contratos identificados, também foram desconsiderados:

i. contratos com pagamentos variáveis;

ii. contratos em que o ativo de arrendamento foi considerado como não identificável;

iii. contratos em que a Companhia não tem direito de obter substancialmente todos os benefícios

econômicos provenientes do uso do ativo; e

iv. contratos em que a Companhia não tem o controle substancial sobre a definição do uso do

ativo.

Prazo de arrendamento

O Grupo analisou para todos os contratos o prazo de arrendamento conforme a combinação de prazo

não cancelável, prazo coberto pela opção de prorrogação, prazo coberto pela opção de rescisão e,

principalmente, a intenção da Administração quanto ao prazo de permanência em cada contrato.

Taxa de desconto

A norma requer que seja identificada a taxa incremental para cada contrato de arrendamento. Essa

taxa incremental deve refletir o custo de aquisição pelo Grupo de dívidas com características similares

a aquelas determinadas pelo contrato de arrendamento, no que tange a prazo, valor, garantia e

ambiente econômico.

Para fins de adoção inicial, o Grupo e suas controladas adotaram o saldo contratual de cada

arrendamento em 01 de janeiro de 2019, para todos os contratos classificados de acordo com o IFRS

16, descontado a valor presente pela taxa de 10,81%.

Os efeitos referentes ao Direito de uso – IFRS 16, estão representados na nota explicativa 14.1 – Imobilizado e a movimentação e à obrigação estão representados na nota explicativa 16.1 – Movimentação do arredamento.

3. ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTABEIS CRITICOS

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

59

3.1. Estimativas e premissas contábeis críticas

Com base em premissas, o Grupo elabora estimativas com relação ao futuro. Por definição, as estimativas contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais. As estimativas e premissas que apresentam um risco significativo, com probabilidade de causar um ajuste relevante nos valores contábeis de ativos e passivos para o próximo exercício financeiro, estão contempladas abaixo: 3.1.1. Imposto de renda, contribuição social e impostos diferidos

O método de contabilização do passivo diferido do imposto de renda e contribuição social é determinado por diferenças temporárias entre o valor contábil dos ativos e passivos e seus respectivos valores fiscais. O montante do imposto de renda diferido ativo é revisado a cada data das demonstrações financeiras e reduzido pelo montante que não seja mais realizável através de lucros tributáveis futuros. Ativos e passivos fiscais diferidos são calculados usando as alíquotas fiscais aplicáveis ao lucro tributável nos anos em que essas diferenças temporárias deverão ser realizadas. Os créditos, que tem por base diferenças temporárias, foram reconhecidos conforme a expectativa de sua realização. 3.1.2. Vida útil de ativos de longa duração

O Grupo registra sua depreciação, dos bens vinculados a concessão, de acordo com as taxas anuais estabelecidas pela Aneel, limitados ao prazo de concessão. Os demais bens do ativo imobilizado, não vinculados a concessão, são depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil. O Grupo não acredita que existam indicativos de uma alteração material nas estimativas e premissas usadas no cálculo de perdas por recuperação de ativos de vida longa. 3.1.3. Impairment

O Grupo testa a recuperação de seus ativos quando há alguma indicação de que um ativo possa ter sofrido desvalorização, segregados por unidade geradora de caixa, utilizando o critério do fluxo de caixa descontado que dependem de diversas estimativas, que são influenciadas pelas condições de mercados vigentes no momento em que essa recuperabilidade é testada. 3.1.4. Provisões e passivos contingentes

As provisões para as perdas decorrentes de passivos contingentes classificados como prováveis são reconhecidas contabilmente, desde que:

i. haja uma obrigação presente (legal ou não formalizada) como resultado de eventos

passados;

ii. é provável que seja necessária uma saída de recursos para liquidar a obrigação; e

iii. o valor puder ser estimado com segurança.

As perdas classificadas como possíveis não são reconhecidas contabilmente, sendo divulgadas nas notas explicativas. As contingências cujas perdas são classificadas como remotas não são provisionadas nem divulgadas, exceto quando, em virtude da visibilidade do processo, o Grupo considera sua divulgação justificada.

60

A classificação das perdas entre prováveis, possíveis e remotas, baseia-se na avaliação da Administração, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos. Em função do Contrato de Concessão, o Grupo assumiu os processos judiciais e administrativos ambientais, distribuídos em face da Companhia Energética de São Paulo (“CESP”). As ações discutem as demolições de construções irregulares em área de APP e de concessão, então da CESP, indenização pelos danos ambientais, recuperação e compensação dos danos causados pelas ocupações irregulares. Ainda, é necessária consideração a respeito do dano ambiental, que pode ser abstrata, e que na licença de operação já existe a determinação para cumprimento de obrigações ambientais, que o Grupo deve cumprir, o que caracterizaria um empenho duplicado pelo mesmo objetivo. Adicionalmente, a determinação da possibilidade de êxito nos demais processos em andamento, assim como a estimativa das perdas prováveis esperadas envolve julgamentos críticos por parte da administração, pois depende de eventos futuros que não estão sob controle do Grupo. O andamento desses processos nas diversas esferas aplicáveis pode sofrer desdobramentos diferentes do esperado pela administração e seus assessores jurídicos internos e externos, sendo que mudanças nas tendências dos tribunais ou novas jurisprudências podem fazer com que as estimativas sofram alterações significativas. 3.1.5. Provisões para grandes reparos

Com base em estimativas de engenheiros e administração foi provisionado o valor total que se espera despender com reparos nos geradores, necessários para a operação das unidades geradoras dentro das condições previstas no Edital do Leilão. A estimativa de gastos somente é confirmada na abertura das máquinas, sendo assim, teremos o real conhecimento do reparo. Espera-se que os tais sejam feitos em até 9 anos no qual teremos dispêndio de caixa nesse período. As provisões foram contabilizadas como obrigações no início da concessão, trazidas a valor presente, em contrapartida do ativo intangível. Posteriormente, as provisões são atualizadas considerando a taxa efetiva. Periodicamente, as provisões são revistas sempre que houver andamento do projeto que demonstre que as estimativas de desembolso podem se tornar diferentes das inicialmente previstas. 3.1.6. Ativos vinculados à concessão

Conforme a nota 2.8, a Companhia estimou Ativos vinculados à concessão. Conforme descrito na nota

13, a mensuração e classificação desses valores é complexa e exige estimativas críticas em relação

aos valores para que melhor reflitam a posição patrimonial, o desempenho e os fluxos de caixa da

Companhia.

3.2. Novos pronunciamentos CPC

3.2.1. IFRIC 23/ICPC22 – Incerteza sobre tratamento de tributos sobre o lucro

Desde o início de 2019 está em vigor o IFRIC 23/ICPC 22 – Incerteza sobre Tratamento de Tributos sobre o Lucro, que dispõe os requisitos de reconhecimento e mensuração do CPC 32 – Tributos sobre o Lucro, quando há incerteza sobre a aceitação dos tratamentos de impostos sobre o lucro pela autoridade tributária. O Grupo avaliou seus tratamentos de tributos sobre o lucro e informa que a adoção desta nova norma não resultou em impactos significativos em seus resultados do período.

61

4. GESTÃO DE RISCO DO NEGÓCIO

4.1. Risco financeiro

As atividades do Grupo a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado (incluindo risco de taxa de juros de valor justo, risco de taxa de juros de fluxo de caixa e risco de preço), risco de crédito e risco de liquidez. A gestão de risco do Grupo se concentra na imprevisibilidade dos mercados financeiros e busca minimizar potenciais efeitos adversos no desempenho financeiro do Grupo. A gestão de risco é realizada pelo Grupo, seguindo as políticas aprovadas pelo Conselho de Administração que identifica, avalia e protege o Grupo contra eventuais riscos financeiros. 4.1.1. Risco de mercado

4.1.1.1. Risco hidrológico

O risco hidrológico decorre dos impactos da hidrologia na operação das usinas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Tais impactos incluem a flutuação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que aumenta em casos de hidrologia desfavorável e é utilizado para a valorização da exposição dos agentes do setor (sobras e déficits de energia). Outro índice importante é o ajuste MRE (GSF), fator que pode reduzir ou aumentar a energia disponível para a venda de usinas hidráulicas a depender da situação hidrológica e do despacho realizado pelo ONS, afetando diretamente a exposição destas usinas ao PLD. Estes fatores podem ser mitigados através da estratégia de contratação de energia (Hedge), a fim de obter uma maior proteção contra o risco hidrológico e, por consequência, a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro do Grupo.

4.1.1.2. Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros

O risco de taxa de juros do Grupo decorre de empréstimos, financiamentos, debêntures e caixa e equivalentes de caixa. Para o financiamento junto ao BNDES, o risco está ligado a variação da TJLP. As debêntures emitidas às taxas variáveis expõem ao risco de taxa de juros de fluxo de caixa. O impacto causado pela variação do Certificado de Depósito Interbancário (DI) e pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) sobre as debêntures é minimizado pela remuneração das aplicações financeiras pelo DI e pelos preços nos contratos de venda de energia elétrica que também estão indexados à variação dos índices IPCA ou índice Geral de Preço do Mercado (IGP-M). 4.1.1.3. Risco cambial - dólar norte-americano

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio aumentem saldos passivos em moeda estrangeira cujo risco é o aumento da obrigação com a instituição cedente e redução do lucro líquido. O Grupo não possui instrumentos de hedge para proteção em relação aos aumentos nas taxas de moeda estrangeira.

62

4.1.2. Risco de crédito

O risco de crédito decorre de caixa e equivalentes de caixa, instrumentos financeiros, depósitos em bancos e instituições financeiras, bem como de exposições de crédito a clientes, incluindo contas a receber em aberto. No caso de clientes, a área de análise de crédito avalia a qualidade do crédito do cliente, levando em consideração sua posição financeira, experiência passada, exposição no mercado das empresas do setor energético e outros fatores. O preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres determinados nos contratos de leilão e bilaterais está no nível dos preços fechados no mercado e eventuais sobras ou faltas de energia são liquidadas no âmbito da CCEE, cujo risco é a inadimplência dos agentes participantes. Na falta de pagamento de um dos agentes a inadimplência é rateada entre os que possuem direito na liquidação. 4.1.3. Risco de liquidez

O Grupo monitora as previsões contínuas das exigências de liquidez para assegurar que ele tenha caixa suficiente para atender às necessidades operacionais. Essa previsão leva em consideração os planos de financiamento da dívida do Grupo, cumprimento de cláusulas restritivas (“covenants”), cumprimento das metas internas do quociente do balanço patrimonial e, se aplicável, exigências legais ou regulatórias externas, incluindo a liminar que trata do fator de ajuste de energia (GSF). O Grupo investe o excesso de caixa em contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo, depósitos de curto prazo, escolhendo instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez adequada para fornecer margem suficiente conforme determinado pelas previsões anteriormente mencionadas. A tabela a seguir mostra em detalhes o prazo de vencimento contratual restante dos passivos (debêntures) do Grupo e os respectivos prazos de amortização. A tabela foi elaborada de acordo com os fluxos de caixa não descontados dos passivos financeiros, com base na data mais próxima em que o Grupo deve quitar as respectivas obrigações. A tabela inclui os fluxos de caixa dos juros e do principal.

4.2. Risco de aceleração de dívidas

O Grupo possui empréstimos,financiamentos e debêntures com cláusulas restritivas (Covenants), normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas a atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações. (vide nota explicativa n° 21 e 22).

Menos de um

mês

De um a três

meses

De três meses

a um ano

De um a dois

anos

Mais de dois

anosTotal

Debêntures 1ª emissão série 1 Rio Parana Energia S.A. Variação DI + 1,05% ao ano - - 16.056 19.693 259.966 295.715

Debêntures 1ª emissão série 2 Rio Parana Energia S.A. Variação IPCA + 6,15% ao ano - - 15.644 16.094 355.560 387.298

Tokyo-Mitsubishi Rio Parana Energia S.A. DI + 0,45% ao ano - 39.312 778.534 802.902 1.452.759 3.073.507

China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L. Rio Parana Energia S.A. 4,29% + Dólar - - 614.089 586.063 2.750.065 3.950.217

BNDES Rio Verde Energia S.A TJLP 2.885 5.767 25.325 32.220 129.052 195.249

BNDES Rio Canoas Energia S.A TJLP 4.477 8.980 39.587 50.771 368.985 472.800

Debêntures 4ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação IPCA + 6,07 % ao ano - - 22.259 147.889 290.352 460.500

Debêntures 5ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação IPCA + 7,01 % ao ano - - 114.971 132.057 - 247.028

Debêntures 7ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação DI + 0,40 % ao ano - 6.405 226.476 - - 232.881

Debêntures 7ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação IPCA + 5,90 % ao ano - 6.514 6.466 128.264 125.546 266.790

Debêntures 8ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação 106,75% do DI ao ano - 4.428 4.778 11.811 172.328 193.345

Debêntures 8ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação IPCA + 5,50 % ao ano - 9.500 - 9.764 232.748 252.012

7.362 80.906 1.864.185 1.937.528 6.137.361 10.027.342

Dívida

Consolidado

RemuneraçãoControladas

63

4.3. Análise de sensibilidade

O Grupo em atendimento ao disposto no item 40 do CPC 40 (R1) – Instrumentos Financeiros: Evidenciação, divulgam quadro demonstrativo de análise de sensibilidade para cada tipo de risco de mercado considerado relevante pela Administração, originado por instrumentos financeiros, compostos por debêntures e caixa e equivalentes de caixa, ao qual a Grupo está exposto na data de encerramento do exercício. O cálculo da sensibilidade para o cenário provável foi realizado considerando a variação entre as taxas e índices vigentes em 31 de dezembro de 2019 e as premissas disponíveis no mercado para os próximos 12 meses (fonte: Banco Central do Brasil) risco favoráveis e desfavoráveis de 25% e 50% sobre as taxas de juros e índices flutuantes em relação ao cenário provável. Demonstramos a seguir, os impactos no resultado financeiro da Controladora e no Consolidado, para os cinco cenários estimados para os próximos 12 meses:

4.4. Gestão de capital

O objetivo do Grupo ao administrar seu capital é assegurar a capacidade de continuidade das operações do Grupo para assim oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir custos. Para manter ou ajustar a estrutura de capital do Grupo, a administração efetua ajustes adequando às condições econômicas atuais, revendo assim as políticas de pagamentos de dividendos, devoluções de capital aos acionistas, ou ainda, emitindo novas ações.

2019Cenário

- ∆ 50%

Cenário

- ∆ 25%

Cenário

Provável

Cenário

+ ∆ 25%

Cenário

+ ∆ 50%

Ativos financeiros

Aplicações financeiras e fundos de renda fixa DI 1.266.408 (40.525) (20.263) 81.050 20.263 40.525

Instrumentos financeiros Indexador

Controladora

2019Cenário

- ∆ 50%

Cenário

- ∆ 25%

Cenário

Provável

Cenário

+ ∆ 25%

Cenário

+ ∆ 50%

Ativos financeiros

Aplicações financeiras e fundos de renda fixa Consolidado DI 3.766.141 (120.519) (60.259) 241.033 60.259 120.519

Aplicações financeiras vinculadas Consolidado DI 24.310 (778) (390) 1.556 390 778

Ativo financeiro vinculado a concessão Rio Parana Energia S.A. IPCA 10.159.244 (200.645) (100.323) 401.290 100.323 200.645

13.949.695 (321.942) (160.972) 643.879 160.972 321.942

Passivos financeiros

Debentures 4ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. IPCA + 6,07% ao ano (364.377) 18.692 9.346 (37.384) (9.346) (18.692)


Debentures 7ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. DI + 0,40% ao ano (224.259) 7.654 3.827 (15.307) (3.827) (7.654)


Debentures 8ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. 106,75% do DI ao ano (161.684) 5.523 2.762 (11.046) (2.762) (5.523)


BNDES Rio Canoas Energia S.A. TJLP + 2,34% ao ano (320.725) 12.648 6.324 (25.295) (6.324) (12.648)

BNDES Rio Canoas Energia S.A. TJLP (1.568) 43 21 (85) (21) (43)

Uso do bem público (UBP) Rio Canoas Energia S.A. IPCA (8.094) 160 80 (320) (80) (160)

BNDES Rio Verde Energia S.A. TJLP + 1,81% ao ano (142.679) 5.228 2.614 (10.456) (2.614) (5.228)

BNDES Rio Verde Energia S.A. TJLP + 2,16% ao ano (10.577) 407 204 (814) (204) (407)

Uso do bem público (UBP) Rio Verde Energia S.A. IGPM (11.566) 380 190 (759) (190) (380)

China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L. Rio Parana Energia S.A. Dolar (3.605.579) (56.301) (28.151) 112.602 28.151 56.301

Provisão para grandes reparos Rio Parana Energia S.A. IPCA (1.088.529) 21.499 10.749 (42.997) (10.749) (21.499)

Provisão para grandes reparos Rio Parana Energia S.A. IGPM (725.686) 14.986 7.493 (29.971) (7.493) (14.986)

Empréstimo Tokyo Mitsubishi Rio Parana Energia S.A. DI + 0,45% ao ano (2.701.631) 92.920 46.460 (185.840) (46.460) (92.920)

Debêntures 1ª emissão série 1 Rio Parana Energia S.A. DI + 1,05% ao ano (239.337) 8.996 4.498 (17.991) (4.498) (8.996)

Debêntures 1ª emissão série 2 Rio Parana Energia S.A. IPCA + 6,15% ao ano (248.139) 12.833 6.416 (25.665) (6.416) (12.833)

(10.476.656) 177.961 88.979 (355.912) (88.979) (177.961)

3.473.039 (143.981) (71.993) 287.967 71.993 143.981

Instrumentos financeiros Controlada Indexador

Consolidado

Total da exposição líquida

Variação dos

índices

Cenário

- ∆ 50%

Cenário

- ∆ 25%

Cenário

Provável

Cenário

+ ∆ 25%

Cenário

+ ∆ 50%

IPCA 1,98% 2,96% 3,95% 4,94% 5,93%

DI 3,20% 4,80% 6,40% 8,00% 9,60%

TJLP 2,71% 4,07% 5,42% 6,78% 8,13%

IGPM 2,07% 3,10% 4,13% 5,16% 6,20%

Dolar 1,96 2,93 3,91 4,89 5,87

64

O Grupo monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida líquida expressa como percentual do capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo prazo), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio líquido, com a dívida líquida.

4.5. Outros riscos

4.5.1. Risco de regulação

As atividades da empresa, assim como de seus concorrentes, são regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel. Qualquer alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre as atividades do Grupo. 4.5.1.1. Risco ambiental

As atividades e instalações do Grupo estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como as diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Adicionalmente, eventual impossibilidade de o Grupo operar sua usina em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração de receita operacional e afetar negativamente o resultado do Grupo. O Grupo utiliza-se da política de gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança (MASS) para assegurar o equilíbrio entre a conservação ambiental e o desenvolvimento de suas atividades, minimizando os riscos para o Grupo. Os processos ambientais estão descritos na nota explicativa nº 25. 4.6. Estimativa ao valor justo

Pressupõe-se que os saldos das contas a pagar aos fornecedores e as contas a receber de clientes reconhecidos pelo valor contábil, menos a perda (impairment), estejam próximos de seus valores justos. O valor justo dos passivos financeiros, para fins de divulgação, é estimado mediante o desconto dos fluxos de caixa contratuais futuros pela taxa de juros vigente no mercado, que está disponível para o Grupo para instrumentos financeiros similares. O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos é baseado nos preços de mercado, cotados na data do balanço. Um mercado é visto como ativo se os preços cotados estiverem prontas e regularmente disponíveis a partir de uma bolsa, distribuidor, corretor, companhia de indústrias, serviço de precificação, ou agência reguladora, e aqueles preços representam transações de mercado reais e que ocorrem regularmente em bases puramente comerciais. O preço de mercado cotado utilizado para os ativos financeiros mantidos pelo Grupo é o preço de concorrência atual. Além disso, para fins de preparação de relatórios financeiros, as mensurações do valor justo são classificadas nas categorias Níveis 1, 2 ou 3, descritas a seguir, com base no grau em que as

2019 2018 2019 2018

Empréstimos e financiamentos 21 - - 3.177.180 3.227.597

Debêntures 22 - - 1.860.022 2.000.860

Partes relacionadas passiva China Three Gorges (Luxembourg) 28 - - 3.605.579 3.604.789

(-) Caixa e equivalentes de caixa 5 (1.266.460) (786.994) (3.766.524) (3.242.823)

(-) Aplicações financeiras vinculadas 11 - - (24.310) (26.613)

Dívida líquida (1.266.460) (786.994) 4.851.947 5.563.810

Patrimônio líquido 10.527.366 10.788.776 13.748.384 14.014.588

Total do capital 9.260.906 10.001.782 18.600.331 19.578.398

Índice de alavancagem financeira - (%)* (13,7) (7,9) 26,1 28,4

* Dívida líquida / Total do capital

NotaControladora Consolidado

65

informações para as mensurações do valor justo são observáveis e na importância das informações para a mensuração do valor justo em sua totalidade:

i. Nível 1 são preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos aos quais a entidade pode ter acesso na data de mensuração;

ii. Nível 2 são informações, que não os preços cotados incluídos no Nível 1, observáveis para o ativo ou passivo, direta ou indiretamente;

iii. Nível 3 são informações não observáveis para o ativo ou passivo.

5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

5.1. Composição

As aplicações financeiras correspondem às operações de fundos de investimentos de renda fixa e certificados de depósitos bancários, as quais são realizadas com instituições que operam no mercado financeiro nacional e são contratadas em condições e taxas normais de mercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de crédito e remuneração pela variação proxima ao DI. Os ganhos ou perdas decorrentes de variações no saldo das aplicações financeiras são apresentados na demonstração do resultado em “resultado financeiro” no exercício em que ocorrem (vide nota explicativa n° 33). 5.2. Qualidade de créditos do caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas

A qualidade do crédito dos ativos financeiros que não estão vencidos pode ser avaliada mediante referência às classificações externas de crédito (se houver) ou às informações históricas sobre os índices de inadimplência de contrapartes.

6. CLIENTES

O Grupo não mantém contas a receber como garantia de nenhum título de dívida.

2019 2018 2019 2018

Caixa e bancos 52 40 383 879

Aplicações financeiras 1.266.408 786.954 3.766.141 3.241.944

Certificado de depósito bancário (CDB) 1.266.408 786.954 3.765.563 3.241.395

Fundo de renda fixa - - 578 549

1.266.460 786.994 3.766.524 3.242.823

Controladora Consolidado

2019 2018 2019 2018

A-2 - - - 2 2

B BR-1 259.611 406.626 2.558.338 2.596.541

B - - - 16 4.460

- BR-1 1.006.845 376.776 1.232.471 664.835

* - * - 4 3.592 7 3.598

1.266.460 786.994 3.790.834 3.269.436

Moody'sControladora Consolidado

Standard & Poor's

66

6.1. Composição do saldo e abertura por vencimento

Os valores referentes às contas a receber de clientes da controlada Rio Paraná são suportados por Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), celebrado com as distribuidoras de energia, e contratos bilaterais, celebrados no âmbito do mercado livre. Os contratos CCGF tratam de contratação de energia regulada com fundamento na Lei nº 12.783/2013 que criou o regime de cotas de garantia física para algumas usinas com concessões vincendas à época. Desta forma, a Rio Paraná, que é sujeita a este regime, possui 70% de sua garantia física contratada no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e 30% de sua garantia física disponibilizada para venda no Ambiente de Contratação Livre (ACL). 6.2. Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD)

As faturas emitidas pelo Grupo referente aos contratos bilaterais e de leilão são emitidas com vencimento único no mês seguinte ao do suprimento. As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são avaliadas conforme descrito na nota explicativa n° 2.7. Foram constituídas estimativas de perda no montante de R$ 10.311 na controlada CTGBNE – China Three Gorges Brasil Energia Ltda., e R$ 1.646 na controladora Rio Paraná Eclusas S.A., em função de reavaliação de expectativa de risco de contratos firmados. 6.3. Qualidade de crédito dos clientes

As transações relevantes para os negócios do Grupo em que há exposição de crédito, são as vendas de energia realizadas no Ambiente de Contratação Livre (ACL), através dos contratos bilaterais. O histórico de perdas no Grupo em decorrência de dificuldades apresentada por clientes em honrar os seus compromissos é irrelevante diante das políticas e procedimentos vigentes. O risco de crédito dos contratos de venda de energia com os clientes no ACL é minimizado pela análise prévia da área de crédito do Grupo de todos seus potenciais clientes. Esta análise é baseada em informações qualitativas e quantitativas de cada potencial cliente e, a partir dessa análise, é feita a classificação seguindo as premissas do rating interno. O rating interno possui classificação de 1 a 5, onde os clientes são classificados como: 1 - Excelente; 2 - Bom; 3 - Satisfatório; 4 - Regular; 5 - Crítico. Baseado na Política de crédito e nas classificações de rating acima mencionado, todos os contratos bilaterais do Grupo possuem obrigação de entrega de uma modalidade de garantia (entre as quais se destacam: CDB, fiança bancária e corporativa). Em conjunto com a área de crédito, a área de risco/portfolio, se baseia no rating interno e realiza a diversificação da carteira de clientes do Grupo com o objetivo de diminuir os riscos específicos setoriais e otimizar a liquidez da carteira.

Até 90 diasDe 91 a 365

dias

Acima de 365

diasAté 90 dias

De 91 a 365

dias

Acima de 365

dias

Contratos ACL 2.570 7.679 19.175 199.193 - - (30.300) 198.317 182.520

Contratos ACR - - - 147.327 - - - 147.327 157.742

Energia de curto prazo (MRE/MCP) - - 16.585 228.845 5.115 1.159 (16.585) 235.119 261.892

Outros 336 1.309 1 - - - (1.646) - 333

2.906 8.988 35.761 575.365 5.115 1.159 (48.531) 580.763 602.487

Consolidado

Vencidos À vencer

(-) PECLD 2019 2018

67

Em 31 de dezembro de 2019, segundo o rating interno, o Grupo possui, em relação aos saldos a receber de seus clientes bilaterais, as seguintes proporções de risco de liquidação:

Especificamente para a energia comercializada nos ambientes ACR, MRE e MCP, a CCEE controla e

monitora as inadimplências de modo que o não recebimento desses valores sofrerem impactos

considerados temporais, além de os agentes envolvidos serem passivos de possíveis desligamento do

sistema, com isso o risco de PECLD é praticamente nulo. Em função disso a administração entende

que não cabe classificação interna para essa modalidade de comercialização

7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER

7.1. Tributos a recuperar / recolher

(i) O valor de 2019 do passivo não circulante foi reclassificado para a nota explicativa 25 Provisões para riscos.

Houve compensações de saldo negativo de IRPJ e CSLL ao longo de 2019 na controladora e nas

controladas. Pagamentos a maior de PIS e COFINS efetuados pelas controladas foram compensados

com outros tributos federais ao longo de 2019.

% R$ % R$

1 - Excelente - 355 26 47.428

2 - Bom 71 139.774 58 105.493

3 - Satisfatório 27 53.603 12 22.347

4 - Regular 2 4.585 4 7.252

5 - Crítico - - - -

100 198.317 100 182.520

Rating interno

Consolidado

2019 2018

2019 2018

Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Ativo

Saldo Negativo de IRPJ e CSLL 16.153 41.064 48.538 819 76.788 819

PIS e COFINS - Retenção Faturamento - - - - 1.245 -

Pagamento a maior Pis e Cofins 11 11 568 - 2.773 -

IRRF sobre JCP 50.757 60.055 50.757 - 60.055 -

Outros 169 4.928 1.316 - 5.945 -

INSS - - 24 1.407 - 1.369

67.090 106.058 101.203 2.226 146.806 2.188

Passivo

IRPJ e CSLL a pagar 12/2019 567 570 219.324 - 167.758 -

PIS e COFINS a pagar 12/2019 31.432 38.052 63.106 152.076 78.872 143.541

ICMS - - 6.448 - 2.183 -

IRRF sobre JCP 43.500 50.250 115.425 - 151.200 -

Outros 406 256 3.328 - 1.854 -

75.905 89.128 407.631 152.076 401.867 143.541


2019 2018

68

7.2. Tributos diferidos

A Grupo tem a expectativa de realização do imposto de renda e de contribuição social diferidos de acordo com premissas internas e conforme apresentado no quadro abaixo:

8. DEPÓSITO JUDICIAL

Consolidado

IRPJ CSLL TOTAL IRPJ CSLL TOTAL

Ativo de imposto diferido -

Efeitos da outorga 680 245 925 - - -

Imobilizado - CPC 27 - Despesas descapitalizadas - - - 1.917 690 2.607

Participação nos lucros e resultados 2.509 903 3.412 2.579 928 3.507

Contingências regulatórias 32.261 11.614 43.876 23.098 8.315 31.413

Contingências ambientais 1.554 559 2.113 1.553 559 2.112

Contingências trabalhistas 4.210 1.516 5.726 8.751 3.150 11.901

Contingências cíveis 2.703 973 3.676 2.383 858 3.241

Contingências tributárias e atualizações monetárias 41.735 15.025 56.760 3.683 1.326 5.009

Ajuste a valor presente - UBP 4.699 1.691 6.390 7.211 2.596 9.807

Provisões 10.863 3.911 14.773 1.070 385 1.455

PECLD 7.574 2.727 10.301 110.807 39.891 150.698

Liminar GSF 318.229 114.562 432.791 196.950 70.902 267.852

Beneficio fiscal 11.480 4.133 15.613 13.414 4.829 18.243

Receita diferida 4.717 1.698 6.415 6.483 2.334 8.817

Prejuízo fiscal e Base de cálculo negativa 2.189 788 2.977 966 348 1.314

Ajuste a valor presente - provisões grandes reparos 75.478 27.172 102.650 32.465 11.687 44.152

Arrendamento - IFRS 16 126 45 171 - - -

Variação cambial 54.047 19.457 73.504 - - -

Valores recebidos a maior RTE 64 23 87 - - -

Total bruto 575.118 207.042 782.160 413.329 148.799 562.128

Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos (389.162) (140.098) (529.260) (276.476) (99.532) (376.008)

Total 185.956 66.944 252.900 136.853 49.267 186.120

Passivo de imposto diferido

Diferenças temporárias

Efeitos da outorga (568.027) (204.490) (772.517) (425.952) (153.343) (579.295)

Variação cambial (41.907) (15.086) (56.993) (23.102) (8.317) (31.419)

Ajuste a valor presente - UBP (12.237) (4.406) (16.643) (9.484) (3.414) (12.898)

Ajuste de avaliação patrimonial (172.327) (62.038) (234.365) (197.607) (71.138) (268.745)

Ajuste atuarial plano de pensão (2.992) (1.077) (4.069) (2.776) (999) (3.775)

Imobilizado - ICPC 10 - Custo atribuído (23.371) (8.413) (31.784) (24.696) (8.891) (33.587)

Juros sobre depósito vinculado (12.558) (4.521) (17.079) (6.414) (2.309) (8.723)

Mais-valia - investimento em controlada (6.513) (2.345) (8.858) (6.514) (2.345) (8.859)

Total bruto (839.932) (302.376) (1.142.308) (696.545) (250.756) (947.301)

Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos 389.162 140.098 529.260 276.476 99.532 376.008

Total (450.770) (162.278) (613.048) (420.069) (151.224) (571.293)

Imposto diferido líquido (264.814) (95.334) (360.148) (283.215) (101.958) (385.173)

2019 2018

Conta 2020 2021 2022a partir de

2023Total

Imposto de renda e contribuição social diferidos 424.386 (1.203) (24.832) (758.498) (360.148)

Fiscais Ambientais Regulatórios Total

Saldo em 31 de dezembro de 2018 455.367 6.551 35.478 497.396

25.102 266 1.368 26.736

Saldo em 31 de dezembro de 2019 480.469 6.817 36.846 524.132

Consolidado

Variações monetárias

69

Algumas das Empresas controladas do Grupo mantem discussões judiciais para as quais foram necessários depósitos judiciais para suspensão de exigibilidade, entre os principais são destacados: Rio Paraná Energia

a) Fiscais:

Mandado de Segurança no qual se discute a opção pelo Lucro Presumido nos anos de 2015 e 2016.

Para suspender a exigibilidade do crédito, foi necessário realizar o depósito judicial que sofre

atualização pela taxa SELIC

Rio Paranapanema Energia a) Regulatório:

TUSD-g – Depósitos judiciais em conexão com a obtenção de decisão judicial suspendendo a

exigibilidade da multa imposta pela Aneel pelo suposto descumprimento das obrigações de assinar os

Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (Cusd) e de pagar o passivo acumulado entre julho de

2004 a junho de 2009. Para maiores detalhes, vide nota explicativa n° 17 para uma descrição do

andamento das discussões referentes à Tusd

9. REPACTUAÇÃO DE RISCO HIDROLÓGICO – Rio Canoas

Em consonância com as diretrizes estabelecidas na Lei nº 13.203/2015 e na Resolução Normativa nº

684/2015, em dezembro de 2015, a Aneel concedeu anuência ao acordo de repactuação do risco

hidrológico da UHE Garibaldi para a energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). A opção

da repactuação foi enviada em 15 de janeiro de 2016 para Aneel.

As regras da repactuação estabelecem opções de escolha do nível de risco hidrológico a ser assumido

pelos geradores que, em contrapartida, assumem o compromisso de pagar um prêmio de risco definido

pela Aneel ao longo do prazo do contrato de venda de energia no ACR.

Com base no novo patamar de risco definido nos termos da repactuação, o GSF correspondente ao

ano de 2015 foi recalculado, resultando em um montante pago a maior que foi compensado com o valor

do prêmio de seguro estipulado pela Aneel. A quantidade de MWh médios repactuados foi de 43,9 ao

preço unitário de R$ 15,13 perfazendo um montante de R$ 6.651. Sua apropriação será pelo prazo de

venda de energia no mercado regulado.

Segue abaixo o saldo residual:

CirculanteNão

CirculanteTotal Circulante

Não

CirculanteTotal

Repactuação de risco hidrológico 259 6.392 6.651 259 6.651 6.910

259 6.392 6.651 259 6.651 6.910

2019 2018

Consolidado

70

10. ATIVO FINANCEIRO VINCULADO A CONCESSÃO – Rio Paraná

Bonificação pela outorga de contrato de concessão em regime de cotas O Poder Concedente realizou o leilão para outorga da concessão mediante a contratação de serviço de geração de energia elétrica, pelo menor valor do somatório do custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e da RBO, os quais compõe a remuneração do Grupo, denominada de Receita Anual de Geração (RAG). Os contratos de venda de energia serão todos comercializados no Ambiente de Contratação Regulada – (“ACR”) no Sistema de Cota de Garantia Física em 2016 e, a partir de 2017 na proporção de 70% da energia no ACR e 30% no ambiente livre (ACL). Do montante pago pelo direito de concessão, parcela se refere à RBO, que possui previsão contratual de pagamentos fixos e garantidos pelo Poder Concedente durante o prazo da concessão e sem risco de demanda. Esse montante, que equivale a 65% da RBO, está classificado como ativo financeiro e é atualizado pelo IPCA, conforme Resolução Normativa nº 686, de 23 de novembro de 2015. Para os demais 35% e em função do risco de demanda, o Grupo classificou como ativo intangível. Ambas as classificações estão em conformidade com a Interpretação Técnica ICPC 01. Esse ativo financeiro não possui um mercado ativo, todavia apresenta fluxo de caixa fixo e determinável, e, portanto, foi classificado como “ativos financeiros”, inicialmente estimado a valor presente e subsequentemente é mensurado pelo custo amortizado, calculado pelo método da taxa de juros efetiva. Nos anos de 2016 e 2017, o Grupo estimou o valor do Ativo Financeiro relativo aos 65% da RBO utilizando a metodologia de Valor Futuro e Ajuste a Valor Presente que, naquele momento, constituía o melhor entendimento sobre a prática contábil. Em 2018, considerando a maior experiência no estabelecimento de suas estimativas, a administração realizou uma análise detalhada da conta de Ativos Financeiros vinculados à concessão, considerando as obrigações e os benefícios futuros esperados associados àqueles ativos, além de comparação com outras empresas do mesmo segmento que possuem a mesma modalidade de contrato de concessão, ou seja, por quotas. Nessa análise, administração exerceu seu julgamento no aprimoramento dos métodos de aplicação da política contábil, que não foi alterada, mas que resultou, de forma prudente, em informação que melhor representam a posição patrimonial e o desempenho financeiro e os fluxos de caixa da Companhia. Considerou, assim, o valor justo dos Ativos Financeiros vinculados à concessão como sendo o valor efetivamente pago no momento do investimento realizado, bem como todos os seus efeitos sobre o fluxo financeiro no período. Diante do entendimento que essa nova metodologia é uma apresentação mais adequada, e que produz informação com mais acuracidade e relevância para a tomada de decisões econômicas, a Administração registrou os efeitos cumulativos apurados no exercício de 2018, isto é, de forma prospectiva.

Repactuação

(MW médios)

Repactuação

(MWh)

Reembolso

unitário (R$)

Saldo a

reembolsar

SP90 43,959 439.592 15,13 6.651

Consolidado

2019Produto

71

10.1. Composição

10.2. Movimentação

A atualização dos ativos financeiros é realizada pelo IPCA conforme previsto no contrato de concessão.

11. APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS

As aplicações financeiras vinculadas das controladas possuem prazos determinados e são remunerados com base em percentuais da variação do Certificado de Depósito Interbancário (DI), sendo compostas por debêntures, compensação ambiental da Lei nº 9.985/2000 Fundo do Meio Ambiente de Santa Catarina (FATIMA) e aplicações vinculadas ao empréstimo do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). 11.1. Composição


Circulante Não

circulante Total Circulante

Não

circulante Total

Principal 268.856 6.721.389 6.990.245 268.855 6.990.244 7.259.099

Juros e atualização monetária 1.231.843 1.937.156 3.168.999 1.212.331 1.419.757 2.632.088

1.500.699 8.658.545 10.159.244 1.481.186 8.410.001 9.891.187

20182019

Consolidado

Saldo em 31 de dezembro de 2018 9.891.187

Atualização ativos financeiros 536.913

Liquidação de ativos financeiros (268.856)


2019 2018

Banco Santander S.A.

Debêntures 439 419

Fundação do Meio Ambiente de Santa Catarina (FATMA) 411 596

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) 22.863 25.116

Gastos ambientais 597 482

24.310 26.613

Consolidado

Consolidado

Saldo em 31 de dezembro de 2018 26.613

Aplicações 37.171

Rendimentos 1.466

Resgates (40.688)

Imposto de renda retido na fonte (IRRF) (252)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 24.310

72

12. INVESTIMENTOS

Os investimentos que são controlados pelo Grupo consideram as regras previstas no CPC 15 (IFRS 3) – combinação de negócios e são reconhecidos pelo método de aquisição, que consiste no somatório dos valores justos dos ativos transferidos e dos passivos assumidos na data da transferência de controle da adquirida (data de aquisição). Os custos relacionados à aquisição são reconhecidos no resultado, quando incorridos. Nas aquisições de participação em empreendimentos controlados em conjunto ou em coligadas, apesar de não configurarem uma combinação de negócios, os ativos líquidos adquiridos também foram reconhecidos inicialmente pelo valor justo. Os investimentos do Grupo que são controlados em conjunto com uma ou mais partes e os investimentos em coligadas são avaliados pelo método de equivalência patrimonial, levando em conta as premissas definidas pelo Pronunciamento Técnico CPC 18 - Investimento em Coligada, em Controlada e Empreendimento Controlado em Conjunto. A participação do Grupo nos lucros ou prejuízos de seus investimentos é reconhecida na demonstração do resultado e a participação em outros resultados abrangentes é reconhecida diretamente contra o patrimônio líquido do Grupo. O ágio nas demonstrações financeiras individuais é apresentado no investimento. 12.1. Composição

2019 2018 2019 2018

Controladas

Rio Canoas Energia S.A. 100,00% 682.671 695.764 - -

Rio Verde Energia S.A. 100,00% 280.485 285.918 - -

CTG Brasil Negócios de Energia S.A. 100,00% 6.932 6.465 - -

CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. 100,00% 6.997 - - -

Rio Parana Energia S.A. 66,67% 5.224.532 5.153.400 - -

Rio Paranapanema Participações S.A. 66,67% 1.099.730 1.174.021 - -

Coligadas

São Manoel Energia S.A. 33,33% 657.106 642.178 657.106 642.178

CEJA - Companhia Energética do Jari 50,00% 462.291 449.240 462.291 449.240

Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 302.849 314.733 302.849 314.733

Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 49,00% 24.741 25.153 24.741 25.153

Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 49,00% 25.753 26.284 25.753 26.284

Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 49,00% 34.837 36.838 34.837 36.838

Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 49,00% 25.750 26.916 25.750 26.916

Central Eólica Aventura I S.A. 49,00% 40.724 13.522 40.724 13.522

Central Eólica Jau S.A. 49,00% 108.314 60.695 108.314 60.695

Elebrás Projetos S.A. 49,00% 71.192 66.104 71.192 66.104

CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 49,00% 9.619 9.352 9.619 9.352

9.064.523 8.986.583 1.763.176 1.671.015

Participação

acionária

Valor Patrimonial


73


13. DIVIDENDOS A RECEBER

Controladas

Rio Canoas Energia S.A. 695.764 - - - - - (13.093) 682.671

Rio Verde Energia S.A. 285.918 - (29.810) - (12.500) - 36.877 280.485

CTG Brasil Negócios de Energia S.A. 6.465 - - - - - 467 6.932

CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. - 9.000 - - - - (2.003) 6.997

Rio Parana Energia S.A. 5.153.400 - (420.164) - (311.331) - 802.627 5.224.532

Rio Paranapanema Participações S.A. 1.174.021 - (207.539) - - (11.470) 144.718 1.099.730

Coligadas

São Manoel Energia S.A. 642.178 19.333 - - - - (4.405) 657.106

CEJA - Companhia Energética do Jari 449.240 36.000 (22.985) (36.000) (10.650) - 46.686 462.291

Cachoeira Caldeirão S.A. 314.733 - - - - - (11.884) 302.849

Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 25.153 - - - - - (412) 24.741

Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 26.284 - - - - - (531) 25.753

Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 36.838 - - - - - (2.001) 34.837

Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 26.916 - - - - - (1.166) 25.750

Central Eólica Aventura I S.A. 13.522 23.569 494 3.528 - - (389) 40.724

Central Eólica Jau S.A. 60.695 46.513 70 - - - 1.036 108.314

Elebrás Projetos S.A. 66.104 - (6.892) - (3.932) - 15.912 71.192

CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 9.352 - (2.462) - - - 2.729 9.619

8.986.583 134.415 (689.288) (32.472) (338.413) (11.470) 1.015.168 9.064.523

Equivalência

patrimonial 2019

Controladora

2018 Aporte de

Capital Dividendos AFAC JSCP

Plano de

pensão

Coligadas

São Manoel Energia S.A. 642.178 19.333 - - - (4.405) 657.106

CEJA - Companhia Energética do Jari 449.240 36.000 (22.985) (36.000) (10.650) 46.686 462.291

Cachoeira Caldeirão S.A. 314.733 - - - - (11.884) 302.849

Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 25.153 - - - - (412) 24.741

Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 26.284 - - - - (531) 25.753

Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 36.838 - - - - (2.001) 34.837

Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 26.916 - - - - (1.166) 25.750

Central Eólica Aventura I S.A. 13.522 23.569 494 3.528 - (389) 40.724

Central Eólica Jau S.A. 60.695 46.513 70 - - 1.036 108.314

Elebrás Projetos S.A. 66.104 - (6.892) - (3.932) 15.912 71.192

CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 9.352 - (2.462) - - 2.729 9.619

1.671.015 125.415 (31.775) (32.472) (14.582) 45.575 1.763.176

JSCP Equivalência

patrimonial 20192018

Aporte de

Capital Dividendos AFAC

Consolidado

2018 Dividendos

a receber

Dividendos

recebidos2019

Rio Paranapanema Participações S.A. 37.117 207.539 (210.289) 34.367

Rio Canoas Energia S.A. 5.328 - (5.328) -

Rio Verde Energia S.A. 9.140 29.810 (38.950) -

Rio Paraná Energia S.A. - 420.164 (420.164) -

Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 75 - - 75

Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 100 - - 100

CEJA - Companhia Energética do Jari 4.950 22.985 (25.900) 2.035

Central Eólica Jau S.A. 3.486 (70) - 3.416

Elebrás Projetos S.A. 5.749 6.892 (12.641) -

CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 407 2.462 (2.869) -

Central Eólica Aventura I S.A. 831 (494) - 337

67.183 689.288 (716.141) 40.330

Controladora

74

14. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A RECEBER

14.1. Composição

15. IMOBILIZADO

15.1. Composição

2018 Dividendos

a receber

Dividendos

recebidos2019

Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 75 - - 75

Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 100 - - 100

CEJA - Companhia Energética do Jari 4.950 22.985 (25.900) 2.035

Central Eólica Jau S.A. 3.486 (70) - 3.416

Elebrás Projetos S.A. 5.749 6.892 (12.641) -

CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 407 2.462 (2.869) -

Central Eólica Aventura I S.A. 831 (494) - 337

15.598 31.775 (41.410) 5.963

Consolidado

2018 JSCP

a receber

JSCP

recebidos2019

Rio Canoas Energia S.A. 6.800 - - 6.800

Rio Verde Energia S.A. 22.100 10.625 (11.050) 21.675

Rio Paraná Energia S.A. 419.558 264.634 (419.558) 264.634

CEJA - Companhia Energética do Jari - 9.053 - 9.053

Elebrás Projetos S.A. 3.565 3.343 (3.565) 3.343

452.023 287.655 (434.173) 305.505

Controladora

2018 JSCP

a receber

JSCP

recebidos2019

CEJA - Companhia Energética do Jari - 9.053 - 9.053

Elebrás Projetos S.A. 3.565 3.343 (3.565) 3.343

3.565 12.396 (3.565) 12.396

Consolidado

2018

Custo Depreciação

acumulada Valor líquido Valor líquido

Em serviço

Edificações, obras civis e benfeitorias 6.411 (6.094) 317 1.659 21,4%

Máquinas e equipamentos 1.857 (1.051) 806 827 16,2%

Veículo 1.891 (288) 1.603 441 12,2%

Móveis e utensílios 828 (309) 519 607 9,8%

Direito de Uso - IFRS 16 (não vinculado a outorga) 22.643 (1.247) 21.396 -

33.630 (8.989) 24.641 3.534

Em curso 2 - 2 482

2 - 2 482

33.632 (8.989) 24.643 4.016

2019 Taxa média

anual de

depreciação

Controladora

75


15.3. Taxas de depreciação

O Grupo calcula a depreciação pelo método linear, por componente, cuja taxa de depreciação leva em consideração o tempo de vida útil-econômica estimada dos bens de acordo com estabelecido pelo órgão regulador.

2018

Custo Depreciação

acumulada

Valor

líquido Valor líquido

Em serviço

Terrenos 370.056 (32.153) 337.903 356.218 1,20%

Reservatório, barragens e adutora 4.490.843 (1.846.131) 2.644.712 2.827.622 4,1%

Edificações, obras civis e benfeitorias 845.821 (322.390) 523.431 554.038 3,8%

Máquinas e equipamentos 1.472.066 (527.970) 944.096 937.629 4,1%

Veículos 16.553 (7.681) 8.872 6.854 12,7%

Móveis e utensílios 4.180 (2.430) 1.750 3.704 8,9%

Sistema de transmissão e conexão 11.451 (2.169) 9.282 25.499 4,3%

(-) Reserva usinas Canoas I e II (200.675) - (200.675) (200.675) 0,0%

Direito de Uso - IFRS 16 (não vinculado a outorga) 35.849 (3.251) 32.598 - 9,1%

7.046.144 (2.744.175) 4.301.969 4.510.889

Em curso 71.075 - 71.075 91.818

71.075 - 71.075 91.818

Perda pela não recuperabilidade de ativos (CPC 01) (202.588) - (202.588) (202.588)

6.914.631 (2.744.175) 4.170.456 4.400.119

2019 Taxa média

anual de

depreciação

Consolidado

Valor líquido em 2018 Adições Baixas Transferências Depreciação Valor líquido

em 2019

Em serviço

Edificações, obras civis e benfeitorias 1.659 - (122) 155 (1.375) 317

Máquinas e equipamentos 827 - (4) 284 (301) 806

Veículo 441 - - 1.392 (230) 1.603

Móveis e utensílios 607 - (7) - (81) 519

Direito de Uso - IFRS 16 (não vinculado a outorga) - 22.643 - - (1.247) 21.396

3.534 22.643 (133) 1.831 (3.234) 24.641

Em curso 482 1.606 (255) (1.831) - 2

482 (1.831) - 2

4.016 24.249 (388) - (3.234) 24.643

-

Controladora

Valor líquido

em 2018 Adições Baixas

Provisão para

perda na alienação

de bens

Transferências Depreciação Contingências Valor líquido

em 2019

Em serviço

Terrenos 356.218 1.211 (175) - - (4.435) (14.916) 337.903

Reservatório, barragens e adutora 2.827.622 - - - 229 (183.139) - 2.644.712

Edificações, obras civis e benfeitorias 554.038 - (122) - 1.969 (32.454) - 523.431

Máquinas e equipamentos 937.629 - (6.716) (283) 73.205 (59.739) - 944.096

Veículos 6.854 - (154) - 4.276 (2.104) - 8.872

Móveis e utensílios 3.704 - (2.059) - 475 (370) - 1.750

Sistema de transmissão e conexão 25.499 - - (15.729) - (488) - 9.282

(-) Reserva usinas Canoas I e II (200.675) - - - - - - (200.675)

Direito de Uso - IFRS 16 (não vinculado a outorga) - 35.849 - - - (3.251) - 32.598

4.510.889 37.060 (9.226) (16.012) 80.154 (285.980) (14.916) 4.301.969

Em curso 91.818 59.665 (292) - (80.116) - - 71.075

91.818 59.665 (292) - (80.116) - - 71.075

Perda pela não recuperabilidade de ativos (CPC 01) (202.588) - - - - - - (202.588)

4.400.119 96.725 (9.518) (16.012) 38 (285.980) (14.916) 4.170.456

Consolidado

76

16. INTANGÍVEL

16.1. Dos bens vinculados a concessão

Na controlada Rio Paraná, os bens e as instalações utilizados na geração (imobilizado e intangível)

não podem ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa

autorização do Órgão Regulador (Aneel).Todavia, a Resolução Normativa nº 691/2015, disciplina a

desvinculação por iniciativa do agente setorial, de bens vinculados aos serviços de energia elétrica,

concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando

destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária

vinculada para aplicação na concessão.

16.2. Composição

2018

Custo Amortização


Em serviço

Ágio 854.305 (107.639) 746.666 769.433 2,7%

Mais Valia de Direito de Concessão 586.842 (95.111) 491.731 567.741 13,0%

Software 1.079 (627) 452 341 19,1%

1.442.226 (203.377) 1.238.849 1.337.515

Em curso 2.208 - 2.208 1.611

2.208 - 2.208 1.611

1.444.434 (203.377) 1.241.057 1.339.126

2019 Taxa média

anual de

amortização

Controladora

2018

Custo Amortização


Em serviço

Infraestrutura de concessão 8.693.896 (2.320.001) 6.373.895 6.590.366 2,9%

Ágio 854.305 (107.639) 746.666 769.433 2,7%

Mais Valia de Direito de Concessão 586.842 (95.111) 491.731 567.741 13,0%

Repactuação - Extensão da Concessão 24.376 (3.231) 21.145 21.969 3,4%

Uso do Bem Público - UBP 107.773 (72.923) 34.850 37.488 2,4%

Software 42.157 (33.904) 8.253 10.505 8,8%

Renovação de licença operacional (LO) 4.235 (4.000) 235 1.647 33,3%

Servidão de passagem 265 - 265 265 0,0%

Direito de autorização - seband 17.195 (6.065) 11.130 11.986 5,0%

10.331.044 (2.642.874) 7.688.170 8.011.400

Em curso 25.163 - 25.163 47.515

25.163 - 25.163 47.515

10.356.207 (2.642.874) 7.713.333 8.058.915

Consolidado

2019 Taxa média

anual de

amortização

77

16.3. Movimentação do intangível

Valor líquido

em 2018 Adições

Transferência

Investimento Amortização

Valor líquido

em 2019

Em serviço

Ágio 769.433 - - (22.767) 746.666

Mais Valia de Direito de Concessão 567.741 - - (76.010) 491.731

Software 341 - 317 (206) 452

1.337.515 - 317 (98.983) 1.238.849

Em curso 1.611 914 (317) - 2.208

1.611 914 (317) - 2.208

1.339.126 914 - (98.983) 1.241.057

Controladora

Valor líquido

em 2018 Adições Amortização Transferencia Baixa

Valor líquido

em 2019

Em Serviço

Infraestrutura de concessão 6.590.366 - (248.155) 33.260 (1.576) 6.373.895

Ágio 769.433 - (22.767) - - 746.666

Mais Valia de Direito de Concessão 567.741 - (76.010) - - 491.731

Repactuação - Extensão da Concessão 21.969 - (824) - - 21.145

Uso do Bem Público - UBP 37.488 - (2.638) - - 34.850

Software 10.505 - (3.722) 1.651 (181) 8.253

Renovação de licença operacional (LO) 1.647 - (1.412) - - 235

Servidão de passagem 265 - - - - 265

Direito de autorização - seband 11.986 - (856) - - 11.130

8.011.400 - (356.384) 34.911 (1.757) 7.688.170

Em curso 47.515 12.603 - (34.949) (6) 25.163

47.515 12.603 - (34.949) (6) 25.163

8.058.915 12.603 (356.384) (38) (1.763) 7.713.333

Consolidado

Valor líquido

em 2017 Adições

Transferência

Investimento Amortização

Valor líquido

em 2018

Em serviço

Ágio 484.440 298.357 12.677 (26.041) 769.433

Mais Valia de Direito de Concessão 89.372 486.221 - (7.852) 567.741

Software 494 - - (153) 341

574.306 784.578 12.677 (34.046) 1.337.515

Em curso - 1.611 - - 1.611

- 1.611 - - 1.611

574.306 786.189 12.677 (34.046) 1.339.126

Controladora

78

17. FORNECEDORES

17.1. Composição

Na rubrica de suprimento de energia elétrica está registrado o efeito de R$ 972.502 na Controlada Rio Paranapanema Energia S.A ( R$ 818.937 respectivamente, em 31 de dezembro de 2018), referente ao recebimento da CCEE relativo à liminar sobre o GSF concedida à Apine, esses valores estão sendo atualizados baseados no IGPM (vide nota explicativa n° 33).

Valor líquido

em 2017

Aquisição

Participação Adições Amortização

Transferência

Investimento

Captalização

de

debêntures

Valor líquido

em 2018

Em Serviço

Infraestrutura de concessão 6.598.285 - 212.025 (236.559) - 16.615 6.590.366

Ágio 484.440 - 298.357 (26.041) 12.677 769.433

Mais Valia de Direito de Concessão 89.372 - 486.221 (7.852) - - 567.741

Repactuação - Extensão da Concessão 22.782 - - (813) - - 21.969

Uso do Bem Público (UBP) 17.923 20.508 - (943) - - 37.488

Software 4.209 7.774 - (1.478) - - 10.505

Renovação de licença operacional (LO) - 1.765 - (118) - - 1.647

Servidão de passagem - 265 - - - - 265

Direito de autorização (seband) - 12.058 - (72) - 11.986

7.217.011 42.370 996.603 (273.876) 12.677 16.615 8.011.400

Em curso 29.805 332 17.378 - - - 47.515

29.805 332 17.378 - - - 47.515

7.246.816 42.702 1.013.981 (273.876) 12.677 16.615 8.058.915

Consolidado

CirculanteNão


Não

CirculanteTotal

Materiais e serviços contratados 6.280 - 6.280 4.068 - 4.068

Arrendamento - IFRS 16 7.516 14.430 21.946 - - -

Outros - - - 1.066 5.955 7.021

13.796 14.430 28.226 5.134 5.955 11.089

Controladora

2019 2018

CirculanteNão


Não

CirculanteTotal

Suprimento de energia elétrica 1.074.982 - 1.074.982 843.542 - 843.542

Materiais e serviços contratados 75.338 - 75.338 45.281 - 45.281

Encargos de uso da rede elétrica 58.510 23.535 82.045 59.278 20.510 79.788

Tust 56.635 - 56.635 58.014 - 58.014

Tusd-g 1.853 23.535 25.388 1.248 20.510 21.758

Encargos de conexão 22 - 22 16 - 16

Arrendamento - IFRS 16 10.236 23.424 33.660 - - -

Outros - - - 1.066 5.955 7.021

1.219.066 46.959 1.266.025 949.167 26.465 975.632

Consolidado

2019 2018

79

17.2. Movimentação arrendamento

17.3. Encargos de uso da rede elétrica

A Aneel regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas

devidas pelo grupo são:

i. Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão (Tust);

ii. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis às Unidades Geradoras Conectadas aos Sistemas de Distribuição (Tusd-g);

iii. Encargos de Conexão (vide nota explicativa n° 32.3)

O Grupo atualmente discute judicialmente, via Ação Ordinária, a revisão dos valores a serem pagos por conta da Tusd-g, referente ao período de julho de 2004 e junho de 2009, pelo entendimento de que as Demais Instalações de Transmissão (DITs) e os Transformadores de Fronteira integram o sistema de transmissão e que a tarifa por remunerar estes ativos do sistema de transmissão deve ser calculada com base na diretriz do sinal locacional. Em junho de 2009, o Grupo requereu nos autos da Ação Ordinária o depósito judicial dos valores da Tusd-g e a determinação judicial para que os Cusd com as distribuidoras fossem considerados assinados. Em junho de 2009, o pedido de depósito judicial foi indeferido, mas o juiz reconheceu os Cusd como assinados. O Grupo recorreu da decisão que indeferiu o pedido de depósito e, em agosto de 2009, o Tribunal autorizou o depósito judicial dos montantes relativos à diferença entre as tarifas calculadas em conformidade com a Resolução Normativa Aneel nº 349/2009 e a Resolução nº 497/2007. Em dezembro de 2014, foi proferida sentença em primeira instância que julgou procedentes os pedidos do Grupo na Ação Ordinária. Contra tal decisão, as partes apresentaram recursos de apelação, cujos julgamentos estão pendentes. A Companhia efetuou o pagamento das últimas parcelas dos depósitos judiciais no primeiro trimestre de 2012, cujo montante atualizado em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 97.642 (R$ 92.150 em 31 de dezembro de 2018). O passivo é apresentado líquido dos depósitos judiciais e seu saldo em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 23.535 (R$ 20.510 em 31 de dezembro de 2018).


Provisão de saldos contratuais atualizados 28.603 46.354

Ajuste a valor presente (8.063) (13.446)

Atualização 2.102 2.946

Pagamentos (1.321) (3.640)

Apropriação de ajuste valor presente 661 1.482

Baixa de contratos (36) (36)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 21.946 33.660

80

18. GARANTIAS BANCÁRIAS

As fianças bancárias registradas na China Three Gorges Brasil Energia Ltda (CTGBR) tratam de comissões estabelecidas em contratos, como forma de garantia as instituições bancárias, vinculadas aos contratos de empréstimos obtidos pelas empresas não controladas do grupo que estão em fase pré-operacional.

19. ENCARGOS SETORIAIS

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

19.1. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH)

A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os Estados, o Distrito Federal e os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionadas por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Também são beneficiados pela compensação financeira os órgãos da administração direta da União. 19.2. Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE)

A TFSEE foi instituída pela Lei nº 9.427/1996, e equivale a 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária, permissionária ou autorizado do serviço público de energia elétrica. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias. Sua gestão fica a cargo da Aneel.

CirculanteNão

circulanteCirculante

Não

circulante

Fianças bancárias 4.015 4.860 12.895 5.030

4.015 4.860 12.895 5.030

Consolidado

2019 2018

CirculanteNão

circulanteCirculante

Não

circulante

Compensação financeira de recursos hídricos (CFURH) 24.835 - 29.163 -

Pesquisa e desenvolvimento (P&D) 23.964 59.842 42.156 29.920

Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) 1.299 - 1.170 -

50.098 59.842 72.489 29.920

Consolidado

2019 2018

81

19.3. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

De acordo com o Contrato de Concessão, Lei nº 9.991/2000, artigo 24 da Lei nº 10.438/2002 e artigo 12 da Lei nº 10.848/2004, as empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim como as autorizadas à produção independente de energia elétrica, exceto aquelas que geram energia exclusivamente a partir de pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas ou solares, devem aplicar o montante mínimo de 1% (um por cento) de sua Receita Operacional Líquida em Pesquisa e Desenvolvimento do Setor de Energia Elétrica e Eficiência Energética (no caso das Distribuidoras), segundo os procedimentos e regulamentos estabelecidos pela Aneel. Em atendimento ao Ofício Circular SFF/ Aneel nº 2.409/2007, o Grupo tem apresentado os gastos com P&D no grupo das deduções da receita bruta. Para fins de reconhecimento dos investimentos realizados a empresa de energia elétrica deve encaminhar ao final dos projetos um Relatório de auditoria contábil e financeira e um Relatório Técnico específicos dos projetos de P&D para avaliação final e parecer da Aneel.

20. PROVISÕES PARA GRANDES REPAROS

O montante total de R$ 1.814.215 (R$ 2.253.649 em 31 de dezembro de 2018) – parcelas de curto e longo prazo – refere-se a provisões para gastos com reparos de grandes itens da estrutura, necessários para a operação das unidades geradoras dentro das condições previstas no Edital do Leilão. São gastos a serem incorridos em período superior a um ano e, assim, parcela do valor está classificada no longo prazo. As provisões foram contabilizadas como obrigações no início da concessão, trazidas a valor presente, em contrapartida do ativo intangível. Subsequentemente são atualizadas considerando a taxa efetiva, o andamento do projeto e realização conforme são despendidos os gastos. 20.1. Composição


Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total

Provisão para grandes reparos 317.813 2.596.990 2.914.803 474.179 2.796.349 3.270.528

(-) Ajuste a valor presente (143.076) (957.512) (1.100.588) (132.194) (884.685) (1.016.879)

174.737 1.639.478 1.814.215 341.985 1.911.664 2.253.649

2019 2018

Conaolidado

Provisão para

grandes reparos

Ajuste a valor

presenteTotal

Saldo em 31 de dezembro de 2018 3.270.528 (1.016.879) 2.253.649

Realização (535.311) - (535.311)

Atualização 179.586 - 179.586

Amortização - (83.709) (83.709)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 2.914.803 (1.100.588) 1.814.215

82

21. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

21.1. Composição

21.2. Vencimento


21.4. Alterações contratuais do empréstimo Tokyo - Mitsubishi UFJ

Em junho de 2016 a Controlada contratou um empréstimo junto ao Banco Tokyo Mitsubishi (”Banco”), no valor de R$ 2.700.000 (dois bilhões e setecentos milhões de reais). Em 27 de junho de 2018, o

Principal Juros Total Principal Total

Rio Canoas Energia S.A. BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 27.801 1.015 28.816 291.909 291.909

Rio Canoas Energia S.A. BNDES TJLP 16/06/2031 149 4 153 1.415 1.415

Rio Verde Energia S.A. BNDES TJLP + 1,81% ao ano 15/09/2026 21.075 427 21.502 121.177 121.177


Rio Parana Energia S.A. Tokyo-Mitsubishi CDI + 0,45% ao ano 29/06/2023 675.000 1.631 676.631 2.025.000 2.025.000

725.587 3.110 728.697 2.448.483 2.448.483

ControladaInstituição

financeiraRemuneração Vencimento

Consolidado

2019

Circulante Não Circulante

Principal Juros Total Principal Total

Rio Canoas Energia S.A. BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 27.715 1.081 28.796 318.732 318.732

Rio Canoas Energia S.A. BNDES TJLP 16/06/2031 136 4 140 1.559 1.559



Rio Parana Energia S.A. Tokyo-Mitsubishi 13,16% ao ano 29/06/2023 - 2.962 2.962 2.700.000 2.700.000

50.240 4.566 54.806 3.172.791 3.172.791

Instituição

financeira

Consolidado

2018

Circulante Não CirculanteControlada Remuneração Vencimento

Vencimento a

longo prazo2021 2022 2023

A partir de

2024Total

BNDES 50.587 50.587 50.587 271.722 423.483

Tokyo-Mitsubishi 675.000 675.000 675.000 - 2.025.000

725.587 725.587 725.587 271.722 2.448.483

Consolidado

Rio Canoas

Energia S.A.

Rio Verde

Energia S.A.

Rio Parana

Energia S.A.Total

Saldo em 31 de dezembro de 2018 349.227 175.408 2.702.962 3.227.597

27.955 13.089 260.098 301.142

Amortização de custos de transação - 279 - 279

(27.921) (22.903) - (50.824)

(26.968) (12.617) (261.429) (301.014)

(26.934) (22.152) (1.331) (50.417)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 322.293 153.256 2.701.631 3.177.180

Movimentação de empréstimos

Apropriação de juros

Pagamento de principal

Pagamento de juros

Consolidado

83

Banco e a Controlada acordaram, em relação a tal dívida, estender seu prazo, alterar sua taxa de remuneração e o número de parcelas. As alterações foram: a partir de 29 de junho de 2018 a remuneração passou de 13,365% ao ano para 13,165% a.a. A partir de 28 de junho de 2019, a remuneração passará de 13,165% ao ano para DI + 0,45%. Assim, o vencimento passa a ser na data de 29 de junho de 2023 com amortizações anuais, sempre em junho, nos anos de 2020, 2021, 2022 e 2023 no valor de R$ 675.000 (seiscentos e setenta e cinco milhões de reais) cada parcela. 21.5. Rio Canoas Energia S.A.

Em 05 de setembro de 2012 foi autorizada a obtenção de financiamento, destinado à implantação da

UHE Garibaldi, através da Decisão de Diretoria nº 520/2012-BNDES, tendo sido firmado, em data de

10 de julho de 2012, o correspondente contrato de financiamento mediante abertura de crédito nº

12.2.0520.1 no valor de R$ 367.830.

Para este contrato a Controlada possui cláusulas restritivas (“Covenants”) normalmente aplicáveis a

estes tipos de operações, relacionados ao atendimento de índices econômico-financeiras, geração de

caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução

do curso normal das operações.

21.6. Rio Verde Energia S.A.

Em 10 de setembro de 2008, a Controlada firmou contrato de financiamento mediante abertura de

crédito com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o qual efetuou a

liberação de R$ 289.700 destinados a implantação da UHE Salto, bem como o sistema de Transmissão

associado a usina, dividido assim em dois Sub-créditos nos respectivos valores: R$ 277.937 e de

R$ 11.763.

Em 27 de outubro de 2009, foi aprovado pelo BNDES o crédito suplementar ao financiamento, no valor

de R$ 23.184.

Para estes contratos a Controlada possui cláusulas restritivas (“Covenants”) normalmente aplicáveis a

estes tipos de operações, relacionados ao atendimento de índices econômico-financeiras, geração de

caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução

do curso normal das operações.

21.7. Características dos contratos de empréstimos

21.7.1. Rio Canoas Energia S.A.

Juros Amortização Destinação do sub-créditos

Sub-créditos “A”: 247.300

Sub-créditos “B”: (i) 15.000

Sub-créditos “C”: 100.000Destinado à aquisição de máquinas e

equipamentos FINAME

Sub-créditos “D”: 3.700Destinados a implantação do sistema de

transmissão de interesse restrito

Sub-créditos “E”: 1.830 TJLP

180 prestações mensais e

sucessivas, vencendo-se a

primeira prestação no dia 15

(quinze) de julho de 2016 e a

última no dia 15 (quinze) de junho

de 2031.

Destinados a investimentos sociais não

contemplados nos licenciamentos ambientais e/ou

nos programas socioambientais do programa de

educação ambiental (“PBA”)

Total 367.830

Sub-créditos

TJLP + 2,34% a.a.




(quinze) de julho de 2015 e a

última no dia 15 (quinze) de junho

de 2031.

Destinado à execução de obras civis e aos demais

itens gerais financiáveis

84

21.7.2. Rio Verde Energia S.A.

21.8. Garantias contratuais

21.8.1. Rio Canoas Energia S.A.

As garantias do contrato são:

i. Alienação fiduciária de 100% das ações da emissora;

ii. Fiança bancária;

iii. Cessão fiduciária sobre os direitos emergentes da concessão.

21.8.2. Rio Verde Energia S.A. As garantias do contrato são:

i. Penhor dos direitos emergentes da Concessão;

ii. Penhor dos direitos creditórios sobre o PPA firmado com a Votener;

iii. Penhor da totalidade das ações de emissão da Grupo, tendo seus acionistas como intervenientes no contrato;

21.9. Cláusulas restritivas (“Covenants”)

21.9.1. Rio Canoas Energia S.A. As cláusulas restritivas aplicadas são:

i. Sem prévia e expressa autorização do BNDES, distribuir dividendos superior a 25% do Lucro Líquido;

ii. Firmar contratos de serviços técnicos e administrativos com entes do mesmo grupo econômico, sem prévia e expressa autorização do BNDES;

iii. Manter índice de cobertura da dívida de no mínimo 1,30.

Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a Controlada atendeu os referidos índices

financeiros e, portanto, cumpriu com os referidos covenants, conforme quadro abaixo:

Juros Amortização Destinação do sub-créditos

Sub-créditos “A”: 277.937

Destinado a aquisição de máquinas e

equipamentos nacionais, à execução de obras

civis e aos demais itens necessários a

implantação da UHE Salto;

Sub-créditos “B”: 11.763 Destinando ao sistema de transmissão;

Suplemento 23.184 TJLP + 2,16% a.a.




(quinze) de outubro de 2010 e a

última no dia 15 (quinze) de

setembro de 2026

Total 312.884

TJLP + 1,81% a.a.




(quinze) de outubro de 2010 e a

última no dia 15 (quinze) de

setembro de 2026

Sub-créditos

85

21.9.2. Rio Verde Energia S.A. As cláusulas restritivas aplicadas são:

i. Sem prévia e expressa autorização do BNDES, distribuir dividendos superior a 25% do Lucro

Líquido;

ii. Firmar contratos com entes do mesmo grupo econômico, sem prévia e expressa autorização

do BNDES;

iii. Manter índice de cobertura da dívida de no mínimo 1,20.

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018, a Controlada atendeu os referidos índices financeiros e, portanto, cumpriu com os referidos covenants, conforme abaixo:

21.9.3. Rio Paraná Energia S.A. Em conexão com o empréstimo contratado junto ao Banco Tokyo, a Grupo deverá manter o índice de

“Dívida Financeira Líquida Consolidada” sobre o EBITDA, não superior a 4,5 e não inferior a 1,0 ao

final de cada ano fiscal.

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018, a Controlada atendeu os referidos

índices financeiros conforme demonstrado abaixo:

2019 2018

A) Geração de caixa da atividade

(+) Disponibilidade final no período imediatamente anterior 17.717 23.422

(+) Ebitda 52.293 97.192

(-) Impostos sobre o lucro 6.642 (7.392)

76.652 113.222

B) Serviço da dívida

(+) Amortização do principal 27.922 27.800

(+) Pagamento de juros 26.968 29.562

54.889 57.362

C) Índice de cobertura do serviço da dívida = (A)/(B) 1,40 1,97

2019 2018

A) Geração de caixa da atividade

(+) Ebitda 99.731 87.123

(-) Impostos sobre o lucro (15.774) (12.652)

(+) Créditos utilizados pis/cofins 3.990 7.620

(+/-) Variação do Capital de Giro 19.341 39.997

107.288 122.088

B) Serviço da dívida

(+) Amortização do principal 22.903 22.763

(+) Pagamento de juros 12.617 14.555

35.520 37.318

C) Índice de cobertura do serviço da dívida = (A)/(B) 3,0 3,3

86

(*) Acerca dos covenants do banco Tokyo Mitsubishi UFJ, o resultado obtido em 2018 ficou distorcido

devido à mudança de metodologia contábil para registro das receitas decorrentes do Ativo Financeiro

da Outorga.

Em bases comparativas, isto é, normalizando essa distorção de 2018 mencionada acima o indice foi atendido.

22. DEBÊNTURES

22.1. Composição

22.2. Vencimento

2019 2018

Ebitda ajustado (*) 2.352.247 2.314.827

Dívida líquida 5.661.058 5.660.248

2019 2018

Dívida líquida / Ebitda Maior que 1,0 e menor que 4,5 2,4 2,4

Ínidice financeiro Limites

Principal

Juros,

Variação

Monetária e

(Custos de

Transação)

Total Principal

Variação

Monetária e

(Custos de

Transação)

Total

Rio Paranapanema Energia S.A. 4ª 2 IPCA + 6,07 % ao ano 16/07/2023 - 9.847 9.847 250.000 104.530 354.530

Rio Paranapanema Energia S.A. 5ª 2 IPCA + 7,01% ao ano 20/05/2021 79.992 27.295 107.287 80.016 36.405 116.421

Rio Paranapanema Energia S.A. 7ª 1 DI + 0,40% ao ano 15/08/2020 220.000 4.259 224.259 - - -

Rio Paranapanema Energia S.A. 7ª 2 IPCA + 5,90% ao ano 15/08/2022 - 4.425 4.425 200.000 16.745 216.745

Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 1 106,75% do DI ao ano 15/03/2023 - 2.246 2.246 160.000 (562) 159.438


Rio Parana Energia S.A. 1ª 1 DI + 1,05% ao ano 15/06/2023 - - - 240.000 (663) 239.337

Rio Parana Energia S.A. 1ª 2 IPCA + 6,15% ao ano 16/06/2025 - - - 240.000 8.139 248.139

299.992 55.383 355.375 1.330.016 174.631 1.504.647

Consolidado

2019

Circulante Não circulante

Remuneração VencimentoControlada Emissão Série

Principal

Juros,

Variação

Monetária e

(Custos de

Transação)

Total Principal

Variação

Monetária e

(Custos de

Transação)

Total

Rio Paranapanema Energia S.A. 4ª 2 IPCA + 6,07 % ao ano 16/07/2023 - 9.253 9.253 250.000 92.048 342.048

Rio Paranapanema Energia S.A. 5ª 1 DI + 0,89% ao ano 20/05/2019 79.683 463 80.146 - - -

Rio Paranapanema Energia S.A. 5ª 2 IPCA + 7,01% ao ano 20/05/2021 79.992 36.622 116.614 160.008 47.106 207.114

Rio Paranapanema Energia S.A. 7ª 1 DI + 0,40% ao ano 15/08/2020 - 4.801 4.801 220.000 (416) 219.584


Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 1 106,75% do DI ao ano 15/03/2023 - 2.762 2.762 160.000 (812) 159.188


Rio Parana Energia S.A. 1ª 1 DI + 1,05% ao ano 15/06/2023 - - - 240.000 (894) 239.106

Rio Parana Energia S.A. 1ª 2 IPCA + 6,15% ao ano 16/06/2025 - - - 240.000 (2.280) 237.720

159.675 64.033 223.708 1.630.008 147.144 1.777.152

Circulante Não circulante

Remuneração Vencimento

Consolidado

2018

Controlada Emissão Série

Vencimento a longo prazo 2021-2022 2023 2024 2025 Total

Debêntures 765.304 316.711 210.919 211.713 1.504.647

Consolidado

87


22.4. Cláusulas restritivas (“Covenants”)

22.4.1. Rio Paranapanema Energia S.A.

22.4.1.1. Covenants financeiros As cláusulas restritivas previstas no Instrumento Particular de Escritura de Emissão Pública de Debêntures Não Conversíveis em Ações da Quarta, Quinta, Sétima e Oitava emissões da Controlada são:

i. Índice entre divisão da Dívida Líquida pelo Ebitda que deverá ser igual ou inferior a 3,20;

ii. Índice entre divisão do Ebitda pelo Resultado Financeiro que deverá ser igual ou superior a 2,0.

iii. Redução de capital da Companhia poderá ser realizada se observado o limite igual ou inferior a 0,7, do índice financeiro quociente da divisão da dívida total pelo somatório da dívida total e capital social da Companhia, na 7ª e 8ª poderá ser realizada em observância ao seguinte índice financeiro: quociente da divisão da dívida total da Controlada pelo somatório da dívida total e Capital Social da Controlada, tendo por base as então mais recentes Demonstrações Financeiras da Companhia igual ou menor a 0,90 (noventa centésimos) vezes.

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018, a Controlada atendeu os referidos índices financeiros e, cumprindo assim, os referidos covenants, conforme abaixo: Base de cálculo:

4ª Emissão

Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2

Saldo em 31 de dezembro de 2018 351.301 80.146 323.728 224.385 212.845 161.950 169.679 239.106 237.720 2.000.860

78 167 286 623 374 250 178 - - 1.956

Capitalização de custos de transação - - - - - - - 343 1.131 1.474

21.714 2.176 18.208 13.855 12.608 10.064 9.419 - - 88.044

- - - - - - - 16.717 15.313 32.030

12.404 - 9.665 - 7.637 - 6.200 - - 35.906

- - - - - - - - 9.208 9.208

- (79.683) (79.992) - - - - - - (159.675)

(21.120) (2.806) (22.047) (14.604) (12.294) (10.580) (8.128) (16.829) (15.233) (123.641)

- - (26.140) - - - - - - (26.140)

13.076 (80.146) (100.020) (126) 8.325 (266) 7.669 231 10.419 (140.838)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 364.377 - 223.708 224.259 221.170 161.684 177.348 239.337 248.139 1.860.022

Rio Paranapanema Energia S.A.

Apropriação de juros

Amortização de custos de transação

Movimentação das debêntures

Capitalização de juros

Capitalização de variação monetária

Pagamento de variação monetária

Apropriação de variação monetária

Pagamento de debêntures

Pagamento de juros

Rio Parana Energia S.A.

Total5ª Emissão 7ª Emissão 8ª Emissão 1ª Emissão

2019 2018

Ebitda 685.425 702.937

Dívida líquida 250.639 532.930

Dívida total 1.372.546 1.524.034

Capital social 839.138 839.138

Resultado financeiro 130.837 145.877

Ínidice financeiro Limites 2019 2018

Ebitda / Resultado financeiro Igual ou superior a 2,0 5,24 4,82

Dívida líquida / Ebitda Igual ou inferior a 3,2 0,37 0,76

Dívida total / (Dívida total+Capital social) Igual ou inferior a 0,7 0,62 0,64

88

22.4.1.2. Covenants não financeiros

Além das cláusulas restritivas relacionadas a índices financeiros mencionados anteriormente, há cláusulas restritivas referentes a outros assuntos da Quarta, Quinta, Sexta, Sétima e oitava emissões, os quais vem sendo atendidas pela Controlada, dos quais destacamos os mais relevantes:

i. Inadimplemento no pagamento de quaisquer outras obrigações financeiras, de forma

agregada ou individual, contraídas pela Emissora, no mercado local ou internacional em valor superior a R$ 30 milhões para as 4ª e 5ª debêntures e R$ 32 milhões para a 7ª e 8ª debêntures;

ii. 4ª/5ª debêntures - Transferência de controle acionário direto ou indireto da Companhia, desde que, após tal transferência as classificações de risco pela Moody’s ou Standard & Poor’s ou na falta destas, a Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência do controle acionário, a classificação de risco da Controlada em dois níveis em relação a classificação de risco vigente na data da emissão;

iii. 7ª/8ª debêntures - Transferência de controle acionário direto da Controlada, desde que, após tal transferência, a Moody's ou a Standard & Poor's, ou na falta destas, a Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência do controle acionário direto da Companhia, a classificação de risco da Companhia em dois níveis em relação à classificação de risco da Controlada vigente na data de emissão;

iv. Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Controlada, exceto se cumpridas exigências dos itens a,b e c desta mesma cláusula das escrituras de emissão de debêntures, para a 7ª e 8ª emissão somente os itens a e b;

v. Término antecipado ou intervenção, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão pelo poder concedente relativo ao serviço público de energia elétrica;

As outras cláusulas restritivas estão detalhadas nas escrituras de emissão das debêntures, disponível no site http://www.paranapanemaenergia.com.br – “Investidores” – “Informação para investidores”.

22.4.2. Rio Paraná Energia S.A.

22.4.2.1. Covenants financeiros

No Instrumento Particular de Escritura de Emissão Pública de Debêntures Não Conversíveis em Ações

da Primeira emissão:

i. Índice entre divisão da Dívida Líquida pelo Ebitda que deverá ser igual ou inferior a 3,20;

ii. Índice entre divisão do Ebitda pelo Resultado Financeiro que deverá ser igual ou superior a

2,0;

iii. Redução de capital da Controlada poderá ser realizada se observado o limite igual ou inferior

a 0,90 (noventa centésimos), do índice financeiro quociente da divisão da dívida total pelo

somatório da dívida total e capital social da Controlada, tendo por base as então mais

recentes Demonstrações Financeiras Regulatórias (Aneel).

2018 2019

Ebitda 2.021.650 2.085.583

Dívida líquida ajustada 2.055.458 2.055.479

Dívida total ajustada 3.179.787 3.189.106

Capital social 6.649.017 6.649.017

Resultado financeiro ajustado 474.035 357.367

89

22.4.2.2. Covenants não financeiros

Além das cláusulas restritivas relacionadas a índices financeiros mencionados anteriormente, há cláusulas restritivas referentes a outros assuntos da Primeira emissão, os quais vem sendo atendidas pela Controlada, dos quais destacamos os mais relevantes:

i. Inadimplemento no pagamento de quaisquer outras obrigações financeiras, de forma agregada ou individual, em valor superior a R$ 72 milhões;

ii. Alteração societária que resulte na exclusão de forma direta ou indireta da Controlada, salvo se o(s) novo(s) acionista(s) controlador(es) direto(s) ou indireto(s) possuir(em) classificação de risco (rating) mínimo Aa1.br, conforme classificação atribuída pela Moody's, ou brAA+ pela Standard & Poor's, ou na falta desses, AA+(bra) pela Fitch Ratings

iii. Cisão, fusão, incorporação envolvendo a Controlada, exceto se cumpridas exigências dos itens a e b desta mesma cláusula das escrituras de emissão de debêntures;

iv. Término antecipado ou intervenção, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão pelo poder concedente relativo ao serviço público de energia elétrica;

As outras cláusulas restritivas estão detalhadas na escritura de emissão de debêntures, disponível no site www.ctgbr.com.br/rio-parana-energia – “Investidores” – “Informação para investidores”.

23. USO DO BEM PÚBLICO (UBP)

Referem-se aos valores estabelecidos no Contrato de Concessão nº 03/2010 da controlada Rio Canoas Energia S.A. e Contrato de Concessão nº 90/2002 da controlada Rio Verde Energia S.A., como contraprestação ao direito de exploração do aproveitamento hidrelétrico calculado até o final do contrato de concessão. A taxa de desconto no cálculo do valor presente foi de 9,63% não tendo vinculação com a expectativa de retorno do projeto.

2018 2019

Ebitda / Resultado financeiro Igual ou superior a 2,0 4,26 5,84

Dívida líquida / Ebitda Igual ou inferior a 3,2 1,02 0,99

Dívida total / (Dívida total+Capital social) Igual ou inferior a 0,9 0,32 0,32

Ínidice financeiro Limites

Circulante Não

circulante Circulante

Não

circulante

Valor nominal 2.680 74.694 2.419 51.175

(-) Ajuste a valor presente (1.070) (56.644) (825) (37.138)

1.610 18.050 1.594 14.037

2019 2018

Consolidado

http://www.ctgbr.com.br/rio-parana-energia

90


24. INDENIZAÇÃO SOCIOAMBIENTAL

24.1. Composição


24.3. Termo de Ajuste de Conduta (TAC)

A controlada Rio Canoas foi notificada em 29 de agosto de 2013, pelos danos causados pela inundação do reservatório da usina. Em função desta notificação assinou o termo de ajustamento de conduta (TAC) com Ministério Público, a FATMA e os representantes dos atingidos pela UHE. O montante inicial total provisionado foi de R$ 5.500 e devem ser empregados exclusivamente em investimentos sociais, os quais devem buscar atingir o maior número de pessoas. Os dispêndios são feitos com a aprovação dos órgãos envolvidos. 24.4. Sistema Nacional de Unidades de Conservação (SNUC)

O SNUC foi instituído pela lei federal n° 9.985/2000, com o objetivo de garantir a preservação da natureza e o desenvolvimento sustentável a partir dos recursos naturais. A Controlada Rio Canoas Energia celebrou em 02 de agosto de 2011 o termo de compromisso de compensação ambiental nº 075/2011 com a FATMA, previsto na Lei 9.985/2000. Os recursos são concentrados em uma aplicação financeira vinculada (Nota 11). Tais recursos são remunerados a variação do DI e são dispendidos conforme deliberação da FATMA e o Ministério Público.

PrincipalAjuste a valor

presenteTotal

Saldo em 31 de dezembro de 2018 53.594 (37.963) 15.631

Apropriação do ajuste a valor presente - (9.288) (9.288)

Pagamento (2.501) - (2.501)

Atualização monetária 26.281 (10.463) 15.818

Saldo em 31 de dezembro de 2019 77.374 (57.714) 19.660

CirculanteNão

circulanteTotal Circulante

Não

circulanteTotal

Termo de Ajuste de Conduta (TAC) - 281 281 721 281 1.002

Sistema Nacional de Unidades de Conservação (SNUC) 375 - 375 578 - 578

CIBACAP 890 11.462 12.352 890 10.655 11.545

1.265 11.743 13.008 2.189 10.936 13.125

2019 2018

Consolidado

CIBACAP TAC SNUC Total

Saldo em 31 de dezembro de 2018 11.545 1.002 578 13.125

Atualizações 807 - 21 828

Realização - (721) (224) (945)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 12.352 281 375 13.008

91

24.5. CIBACAP

A Controlada Rio Paranapanema firmou compromissos com as Prefeituras Municipais da Bacia Capivara e com o Departamento de Estrada de Rodagem do Paraná, partes integrantes do Cibacap, envolvidos com a formação do reservatório da UHE Capivara ("Capivara"). Esses compromissos envolvem projetos, conforme acordo de Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) existente em função das perdas, danos e/ou prejuízos causados a estes municípios em virtude da construção de Capivara.

25. PROVISÕES PARA RISCOS

A Administração do Grupo, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área jurídica e por consultores jurídicos externos, registra provisões para cobrir as perdas e obrigações com provável desembolso de caixa. Para as controladas Rio Parana Energia S.A., Rio Paranapanema Energia S.A., Rio Verde Energia S.A. e Rio Canoas Energia S.A. existem ações de naturezas trabalhistas, fiscais, ambientais, regulatórias e cíveis, envolvendo riscos de perda possíveis, com base na avaliação de seus consultores jurídicos externos, para as quais não há provisão constituída, conforme composição e estimativa a seguir. 25.1. Composição


A movimentação das provisões ocorreu conforme quadro abaixo:

2018

ProvisõesDepósitos

judiciais

Provisões

líquidas

Provisões

líquidas

Trabalhistas 17.188 (3.694) 13.494 19.534

Fiscais 19.094 (912) 18.182 17.570

Cíveis 27.325 (16.065) 11.260 25.893

Desapropriações de terras 15.509 (13.730) 1.779 16.272

Indenizações de benfeitorias 11.816 (2.335) 9.481 9.621

Ambientais 6.906 (225) 6.681 5.994

Regulatórias 281.429 - 281.429 92.392

351.942 (20.896) 331.046 161.383

Consolidado

2019

92

(i) Cíveis: referem-se a depósitos judiciais de terrenos desapropriados que possuem

contingências atreladas, antes apresentadas no ativo imobilizado, sendo reclassificado para que seja apresentada de forma líquida nas contingências.

Fiscais: Reclassificação de valor referente ao diferencial de alíquota PIS/COFINS entre o regime cumulativo e não cumulativo composto no preço dos Contratos de Compra e Venda de Energia, devido a possível mudança no Regime de Tributação de Lucro Presumido para Lucro Real.

(*) Efeitos contabilizados em contrapartida do imobilizado como a discussão é a respeito de

terrenos, a Companhia atualiza o passivo contra linha dessa natureza, controlada no grupo de imobilizado.

A respeito das discussões judiciais em andamento, valem destacar: Rio Paraná Energia S.A. a) Regulatórias

Trata-se da diferença de alíquota de PIS/COFINS entre o regime cumulativo e não cumulativo composto no preço dos Contratos de Compra e Venda de Energia, que será devido em caso de mudança do Regime de Tributação de Lucro Presumido para Lucro Real adotado pela Rio Paraná no ano de 2016, no valor de R$ 152.076. Rio Paranapanema Energia S.A. a) Trabalhistas

Em 31 de dezembro de 2019, as contingências trabalhistas referem-se a ações movidas por ex-empregados e terceirizados, envolvendo horas extras, periculosidade, equiparação salarial, pagamento de verbas rescisórias entre outras. As constituições referem-se a novas ações e reavaliações por parte dos assessores jurídicos da Companhia decorrentes de sentenças desfavoráveis no exercício, bem como em função de decisão do Tribunal Superior do Trabalho, que modificou o critério para atualização de débitos trabalhistas. As baixas do exercício referem-se a encerramentos de ações no curso normal dos processos e/ou mediante celebração de acordos judiciais.

Desapropria-

ções de terras

Indenizações

de

benfeitorias

Saldo em 31 de dezembro de 2018 19.534 17.570 16.272 9.621 5.994 92.392 161.383

Provisões para riscos

Provisões 3.921 - - 3.311 5.783 25.921 38.936

Reversões (1.464) - - (3.478) (227) - (5.169)

Reversões (*) - - (715) - - - (715)

Capitalizações(*) - - (750) - - - (750)

Variação monetária 1.364 670 - 1.813 234 11.340 15.421

Variação monetária (*) - - 1.925 - - - 1.925

Reclassificações (i) - - (1.223) 1.223 - 152.076 152.076

Acordos / pagamentos (9.629) - - (890) (5.093) (300) (15.912)

(5.808) 670 (763) 1.979 697 189.037 185.812

Depósitos judiciais

Variação monetária (91) (58) (322) (40) (93) - (604)

(Adições) (1.534) - (1.089) (2.110) (5.010) - (9.743)

Baixas 1.393 - 582 2.046 5.093 - 9.114

Reclassificações (i) - - (12.901) (2.015) - - (14.916)

(232) (58) (13.730) (2.119) (10) - (16.149)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 13.494 18.182 1.779 9.481 6.681 281.429 331.046

Regulatórias Total

Consolidado

Cíveis

FiscaisTrabalhistas Ambientais

93

b) Fiscais

Os processos fiscais são decorrentes de Autos de Infração, Processos Administrativos de Restituição e Compensação de impostos e processos Judiciais cujo total líquido de seus respectivos depósitos, em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 18.182 (R$ 17.570 em 31 de dezembro de 2018). Rio Verde Energia S.A. c) Regulatórias

Em 10 de julho de 2015, a Rio Verde obteve uma liminar, nos autos da Ação do GSF, visando limitar a incidência do fator de ajuste do MRE (GSF) ao percentual máximo de 5% (cinco por cento) do total da garantia física da UHE Salto. Desta forma contabilizamos mensalmente o impacto deste custo caso não tivéssemos a liminar. De acordo com a CCEE, órgão responsável pela Contabilização e Liquidação do mercado de energia,

existe o risco de constituição dos valores assegurados caso a liminar venha a ser cassada.

O aumento da provisão decorre, principalmente, do impacto da redução da Garantia Física na UHE Salto, decorrente do GSF, o valor atualizado em 31 de dezembro de 2019 era de R$ 129.053 (R$ 92.391 em 31 de dezembro de 2018). 25.3. Contingências possíveis

Não foram constituídas provisões contábeis para as contingências avaliadas pelos assessores jurídicos do Grupo como perdas possíveis.

A respeito das discussões judiciais em andamento, com classificação de risco possível, valem destacar:

Controladora: a) Cíveis

Em 31 de dezembro de 2019, a contingência cível soma R$ 182.279, e refere-se a ação movida, com pedido para pagamento de comissões de 5% (cinco porcento) do valor da venda dos ativos da Triunfo para a CTG Holding.

2019 2018 2019 2018

Trabalhistas 4.776 208.446 22.433 226.490

Fiscais - - 612.831 607.366

Ambientais - - 898.442 44.209

Regulatórias - - 123.029 104.363

Cíveis 182.279 - 201.770 18.742

187.055 208.446 1.858.505 1.001.170


94

Controladas: Rio Paraná Energia S.A. b) Ambientais

Em 31 de dezembro de 2019, as contingências ambientais que permitiram razoável segurança de

estimativa de valor e com expectativa de perda possível. Estão avaliadas no montante de R$ 865.781.

As variações na rubrica de contingências ambientais seguem melhor detalhadas abaixo:

i. ACP Confederação Pescadores (Mortandade de Peixes) (Proc. nº 0803414-70.2018.8.123.0021):

Trata-se de Ação Civil Pública (“ACP”) ajuizada pela Confederação Nacional dos Pescadores e

Aquicultores, em 26/07/2018, em face da CESP e Rio Paraná, em decorrência de um blecaute ocorrido

na UHE JUPIA em meados de 2009, o valor da indenização em 31 de dezembro de 2019 de R$

839.045.

c) Fiscais

i. As contingências fiscais com expectativa de perda possível no montante de 466.795, trata-se

de Mandado de Segurança nº 5001646-41.2018.4.03.6100 impetrado para discutir a opção de Rio

Paraná Energia S.A. pelo regime de lucro presumido nos anos de 2015 e 2016.

Rio Paranapanema Energia S.A e Rio Paranapanema Energia Participações. a) Fiscais

Os processos fiscais classificados com risco de perda possível são decorrentes de Autos de Infração, Processos Administrativos de Restituição e Compensação de impostos e processesos Judiciais que totalizam em 31 de dezembro de 2019 um total de R$ 144.284 (R$ 155.227 em 31 de dezembro de 2018)

Rio Paranapanema Energia S.A

b) Regulatórias

Em 31 de dezembro de 2019, as contingências regulatórias com expectativa de perda possível são:

i.Por conta da recusa da Companhia em pagar os valores em disputa na Ação Ordinária mencionada na nota explicativa n° 13 (“Encargos de Uso da Rede Elétrica”), a Aneel autuou a Rio Paranapanema por meio do Auto de Infração nº 014/2009-SFG por supostamente não ter a Companhia (i) firmado os Cusd com as concessionárias de distribuição; e (ii) não ter quitado o passivo da Tusd-g acumulado de julho de 2004 a junho de 2009. Por conta disso, a Companhia ajuizou Mandado de Segurança para suspender a cobrança da multa imposta, tendo sido a liminar deferida em junho de 2009. Em junho de 2013, a sentença denegou o pedido de liminar feito pela Rio Paranapanema no Mandado de Segurança impetrado., mantendo-se a multa imposta pela Aneel. Em outubro de 2013 a Companhia requereu no processo a suspensão da exigibilidade da multa até o julgamento definitivo do Mandado de Segurança, mediante o depósito do valor integral e atualizado da multa objeto da ação. Em dezembro de 2013, a Companhia interpôs recurso de apelação o qual ainda está pendente de julgamento. A classificação é de perda possível, e o valor é de R$ 36.846 (R$35.477 em 31 de dezembro de 2018);

ii.Em 2002, AES Sul distribuidora de energia elétrica ingressou com ação judicial visando não se sujeitar a aplicação retroativa da Resolução 288 da Aneel. A Companhia pode ser impactada por eventual decisão favorável à distribuidora e o valor atualizado em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 44.211 (R$ 41.223 em 31 de dezembro de 2018);

95

26. DIVIDENDOS A PAGAR

26.1. Movimentação de dividendos a pagar

27. JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A PAGAR

27.1. Movimentação de JSCP a pagar

28. PARTES RELACIONADAS

O Grupo é controlado em última instância pela China Three Gorges Corporation uma empresa de energia estatal chinesa. Para todas as transações as premissas contratuais são as mesmas praticadas em mercado.

28.1. Remuneração do pessoal-chave da administração

Segue detalhe da remuneração relacionada às pessoas - chave da Administração:

2018 Dividendos

a pagar

Dividendos

pagos2019

China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L. 302.445 813.510 (301.688) 814.267

China Three Gorges (Luxembourg) Power S.A.R.L. 3.055 7.073 (3.812) 6.316

305.500 820.583 (305.500) 820.583

Controladora

2018 Dividendos

a pagar

Dividendos

pagos2019



Huikai Clean Energy S.A.R.L 269.257 313.852 (250.696) 332.413

Acionistas não controladores - Rio Paranapanema Energia S.A. 6.072 9.338 (9.193) 6.217

580.829 1.143.773 (565.389) 1.159.213

Consolidado

2018 JSCP

a pagar

JSCP

pagos2019



531.250 246.500 (246.500) 531.250

Controladora

2018 JSCP

a pagar

JSCP

pagos2019



Huikai Clean Energy S.A.R.L. 304.333 132.317 (94.563) 342.087

Acionistas não controladores - Rio Paranapanema Energia S.A. 2.511 2.200 (2.383) 2.328

838.094 381.017 (343.446) 875.665

Consolidado

96

28.2. Composição

O Grupo possui contrato de compartilhamento de despesas com as suas controladas Rio Canoas Energia S.A., Rio Verde Energia S.A, e Rio Paraná Energia S.A., aprovado pela Aneel, conforme despacho nº 2018, de 10 de julho de 2017. Em 16 de janeiro de 2018 de acordo com o Despacho Aneel n.º 91, a Rio Paranapanema passou a fazer parte do contrato de compartilhamento de recursos humanos junto ao Grupo. Os efeitos desse contrato de compartilhamento de despesas ocorrerão a partir de fevereiro de 2019. O Grupo possui contrato de prestação de serviços administrativos junto à CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda, e anuído pela Aneel conforme Despacho n.º 2.756, de 28 de novembro de 2018, que segue as determinações da Resolução Normativa Aneel n.° 699, de 26 de janeiro de 2016 no intuito de criar sinergia entre os recursos, atendendo de maneira mais eficiente e econômica aos interesses das partes. O Grupo possui um contrato de mútuo com a sua controlada Rio Parana Eclusas S.A, conforme contrato de assinado no dia 23 de Novembro de 2018.

2019 2018 2019 2018

Benefícios de curto prazo para administradores 8.628 6.949 14.511 10.047

Benefícios pós-emprego 250 225 452 367

Conselho fiscal - - 1.109 -

8.878 7.174 16.072 10.414


2018

Contas a

receber

Contas a

Pagar

Contas a

receber

Controladas

Rio Canoas Energia S.A. 310 - 236

Rio Verde Energia S.A. 172 - 132

CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. - 119 -

Rio Parana Energia S.A. 3.782 - 3.008

Rio Parana Eclusas S.A. 1.799 - 200

Rio Paranpanema Energia S.A. 1.359 - -

7.422 119 3.576

Circulante

Controladora

2019

Circulante Não

circulante Circulante

Não

circulante

Coligadas

São Manoel Energia S.A. 2.662 - 2.535 -

China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L 809.279 2.796.298 214.339 3.390.450

811.941 2.796.298 216.874 3.390.450

2019 2018

Consolidado

Contas a PagarContas a Pagar

97

28.3. Resultado

28.4. Transações com China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L

Em 22 de agosto de 2016, a controlada Rio Paraná Energia S.A, assinou o Contrato de Cessão por

meio do qual a ICBC Luxembourg concordou em ceder e transferir a China Three Gorges

(Luxembourg) S.A.R.L, seus direitos e obrigações relacionados ao financiamento existente. A

transação foi efetuada em dólar com juros de 6,20% ao ano em 2016 e de 4,29% ao ano, a partir de

2017.

A taxa de conversão para 31 de dezembro de 2019 em dólar foi de R$ 4,0307, conforme Banco

Central do Brasil

O contrato teve anuência do órgão regulador, conforme despacho Aneel nº 2.686, de 5 de outubro

de 2016 através da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF).

O contrato foi atualizado pelos juros e encargos financeiros, determinados e incorridos até a data

desta demonstração contábil. Em 01 de março de 2019 foi celebrado o primeiro aditivo deste

contrato mantendo as condições de juros porém prolongando o valor de vencimento para 20 de

maio de 2023 e alterando as parcelas de principal de $ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de

dólares) para $ 57.812.500,00 (cinquenta e sete milhões, oitocentos e doze mil e quinhentos

dólares) a partir de 20 de maio de 2019.

O contrato não possui nenhuma cláusula de Covenants.

Compartilhamento

de despesas Prestação

de Serviços Mútuo Total

Compartilhamento

de despesas

Controladas

Rio Canoas Energia S.A. 3.249 - - 3.249 2.666

Rio Verde Energia S.A. 1.797 - - 1.797 1.488

CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. - (1.449) - (1.449) -

Rio Parana Energia S.A. 39.746 - - 39.746 33.938

Rio Parana Eclusas S.A. - - 49 49 -

Rio Paranpanema Energia S.A. 12.973 - - 12.973 -

57.765 (1.449) 49 56.365 38.092

Controladora

2019 2018

2018

Compra de

energia

Compra de

energia

Coligadas

São Manoel Energia S.A. (36.361) (49.443)

(36.361) (49.443)

Consolidado

2019

98

28.4.1. Movimentação do contrato com China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L

29. PLANO DE PENSÃO E APOSENTADORIA

29.1. Contribuição definida

No plano de contribuição definida, a Rio Paranapanema Energia S.A. faz contribuições mensais contratuais para o plano de previdência privado conforme opção do colaborador para esse benefício. A Rio Paranapanema Energia não tem qualquer obrigação adicional de pagamento depois que a contribuição é efetuada. As contribuições são reconhecidas como despesa de benefícios a empregados, quando devidas, cujo montante foi de R$ 219 (R$ 167 em 31 de dezembro de 2018). 29.2. Benefício definido

A Rio Paranapanema Energia S.A. patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados e ex-empregados. A Fundação CESP é a entidade responsável pela administração dos planos de benefícios supracitados. O Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão – PSAP Rio Paranapanema é estruturado na modalidade de Benefício definido, criado em 1º de setembro de 1999 e encontra-se aberto à novas adesões para os empregados da Rio Paranapanema Energia S.A. O plano garante uma suplementação do benefício do INSS mediante à aposentadoria e invalidez aos empregados inscritos no plano, conforme as regras definidas pelo Regulamento do Plano. O custeio do plano é determinado pelo Regulamento através das contribuições dos participantes, aposentados e patrocinadores. A Rio Paranapanema Energia S.A. designou a empresa Mercer Human Resource Consulting Ltda., atuária independente, para conduzir a avaliação atuarial anual, visando determinar os passivos e custos que os mesmos representam, com base nas regras estabelecidas no CPC 33 (R1) (Benefícios a empregados), obrigatório para as Sociedades Anônimas de capital aberto pela Deliberação CVM nº 695/2012. Durante este processo, todas as premissas atuariais foram revisadas. A avaliação atuarial adotou o método do crédito unitário projetado e o ativo líquido do plano é avaliado pelo valor justo. As obrigações com a Fundação CESP (uma das entidades administradoras dos planos de benefícios), referente ao Plano com Benefício Definido, são registradas no passivo não circulante na rubrica de plano de pensão e aposentadoria.


Pagamento principal (229.487)

Pagamento juros (93.985)

Apropriação de juros 183.911

Variação cambial líquida 140.351


99

29.2.1. Conciliação dos ativos / (passivos) a serem reconhecidos no balanço patrimonial

Durante o exercício de 2019, a Companhia contabilizou em seu passivo de longo prazo o valor de R$ 18.465 em contrapartida ao patrimônio líquido (outros resultados abrangentes), conforme estabelecido pelo CPC 33 (R1) (Benefícios a empregados). Esse efeito ocorreu em função da redução da taxa de desconto utilizada, seguindo determinações do CPC 33, no cálculo atuarial do PSAP – Rio Paranapanema (7,08% a.a. em 2019 e 9,77% a.a. em 2018), impactando de forma significativa a projeção de passivo atuarial do plano. O impacto foi suavizado em função do crescimento acima do esperado do ativo atuarial, devido a boa rentabilidade carteira de investimento constituída para saldar do plano de aposentadoria patrocinado pela Companhia. 29.2.2. Movimento do (passivo)/ativo a ser reconhecido no balanço patrimonial

29.2.3. Evolução do valor presente das obrigações no final do exercício

2019 2018

Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas (374.896) (290.567)

Valor justo dos ativos 356.431 320.762

Potencial ativo a ser reconhecido no balanço patrimonial antes do ajuste (18.465) 30.195

Efeito do limite do ativo devido - (30.195)

Passivo reconhecido no balanço patrimonial após o ajuste (18.465) -

Controladora e Consolidado

2019 2018

Despesa do exercício (1.841) (2.061)

Contribuições da empresa realizadas no exercício 931 886

(Perda)/ganho reconhecido imediatamente - efeito no patrimônio líquido (50.700) (2.800)

Variação do efeito do limite do ativo - efeito no patrimônio líquido 33.145 3.975

Passivo a ser reconhecido no final do exercício (18.465) -


2019 2018

Valor presente das obrigações no inicio do exercício 290.567 258.654

Custo do serviço corrente 2.787 3.124

Da Rio Paranapanema Energia 1.941 2.164

Contribuições dos empregados 846 960

Custo dos juros 27.565 25.478

Benefícios pagos no exercício (15.645) (15.056)

Perda/(ganho) no passivo 69.622 18.367

Valor presente das obrigações no final do exercício 374.896 290.567


100

29.2.4. Evolução do valor justo dos ativos no final do exercício

29.2.5. Evolução do limite do ativo

29.2.6. Despesa anual reconhecida no resultado do exercício

29.2.7. Remensurações atuariais reconhecidas em outros resultados abrangentes

2019 2018

Valor justo dos ativos ajustado 320.762 289.678

Rendimento real dos ativos 49.537 44.294

Rendimento esperado 30.615 28.727

Ganho/(Perda) 18.922 15.567

Contribuições no exercício 1.777 1.846

Benefícios pagos no exercício (15.645) (15.056)

Valor justo dos ativos no final do exercício 356.431 320.762


2019 2018

Limite do ativo no início do exercício 30.195 31.024

Juros sobre o limite do ativo 2.950 3.146

Redimensionamento (33.145) (3.975)

Total - 30.195


2019 2018

Custo do serviço corrente 2.787 3.124

Custo dos juros (3.050) (3.249)

Contribuições dos empregados (846) (960)

Juros sobre o ajuste do limite 2.950 3.146

Total 1.841 2.061


2019 2018

Saldo no início do exercício

(Ganho)/Perda atuarial em decorrência de premissas financeiras 71.004 3.716

(Ganho)/Perda atuarial em decorrência de premissas demográficas 243 -

(Ganho)/Perda atuarial em decorrência da experiência do Plano (1.625) 14.651

Rendimento sobre o valor justo do ativo – dedudizo dos juros sobre o valor

justo do ativo (18.922) (15.567)

Alteração do Limite máximo de reconhecimento do ativo/passivo (33.145) (3.975)

Saldo no Final do exercício 17.555 (1.175)


101

29.2.8. Premissas utilizadas nas avaliações atuariais

29.2.8.1 Hipóteses econômicas

(*) Utilização de taxas nominais

29.2.8.2 Hipóteses demográficas

29.2.9. Dados dos participantes

2019 2018

Taxa de desconto (*) 7,08% ao ano 9,77% ao ano

Taxa de retorno esperado dos ativos 7,08% ao ano 9,77% ao ano

Crescimentos salariais futuros 6,19% ao ano 7,11% ao ano

Crescimento dos benefícios da previdência social e dos limites 3,60% ao ano 4,50% ao ano

Inflação 3,60% ao ano 4,50% ao ano

Fator de capacidade

Salários 100% 100%

Benefícios 100% 100%


2019 2018

Tábua de Mortalidade AT-2000 AT-2000

Tábua de Mortalidade de Inválidos AT-1949 AT-1949

Tábua de Entrada em Invalidez Light Fraca Light Fraca

Tábua de RotatividadeExperiência Fundação

CESP

Experiência Fundação

CESP

Idade de AposentadoriaIdade com direito a todos os

benefícios integrais

Idade com direito a todos os

benefícios integrais

% de participantes ativos casados

na data da aposentadoria95% 95%

Diferença de idade entre

participante e cônjuge

Esposas são 4 anos mais

jovens do que os maridos

Esposas são 4 anos mais

jovens do que os maridos


2019 2018

Numero de Participantes

Ativos 190 169

Aposentados 183 181

Inválidos 15 15

Pensionistas 20 20


102

29.2.10. Análise de sensibilidade das premissas atuariais

Com a finalidade de verificar o impacto nas obrigações atuariais, que em 31 de dezembro de 2019 foi de R$ 374.896, a Companhia realizou análise de sensibilidade da principal premissa atuarial, a taxa de desconto, considerando uma variação de 1%, tendo como resultado os seguintes efeitos

29.2.11. Estimativa da despesa de benefício definido para o exercício de 2020

29.2.12. Outras informações sobre as obrigações atuariais

O valor esperado de contribuições da Companhia para o exercício de 2019 é de R$ 964 (R$ 992 em 31 de dezembro de 2018). Os pagamentos esperados da obrigação de benefício definido para os próximos 10 anos são os seguintes:

29.2.13. Fundação CESP III

A Rio Paranapanema Energia S.A. é copatrocinadora da Fundação CESP, entidade jurídica sem fins lucrativos que tem por finalidade proporcionar benefícios de suplementação de aposentadoria e pensões, utilizando o regime financeiro de capitalização, de acordo com o qual o valor presente dos benefícios a serem pagos, menos o valor presente das contribuições e rendimentos, determina as necessidades de reservas. De acordo com a cláusula 10ª, após a publicação anual do Demonstrativo dos Resultados da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios (DRAA), relativo ao exercício anterior, será comparado ao saldo da dívida. Sempre que o saldo remanescente for maior que o valor apontado no DRAA como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na cláusula 8ª do presente instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referida resulte, ao contrário, em um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestações estipuladas na cláusula 8ª serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigação prevista neste contrato, observada os termos da cláusula 9ª, parágrafo único. Em virtude da apresentação de superávit, o saldo foi reduzido a zero em janeiro de 2007, superávit este verificado até 31 de dezembro de 2020.

(+1,00%) (-1,00%)

Impacto na Obrigação de Benefício Definido (44.631) 55.354

Total da Obrigação de Benefício Definido 330.265 430.250

Duration da obrigação (em anos) 13,77 12,68

Taxa de desconto

2020

Custo do serviço corrente 2.944

Custo dos juros 25.886

Rendimento esperado dos ativos do plano (24.648)

Custo da obrigação de benefício definido 4.182

1 ano 18.552

Entre 2 e 5 anos 84.796

Entre 5 e 10 anos 129.705

103

O referido contrato é considerado, na sua essência, uma garantia para equacionamento do fluxo de caixa entre a Companhia e a Fundação CESP.

30. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

30.1. Capital social subscrito e integralizado

Em 31 de dezembro de 2019, o capital subscrito do Grupo é de R$ 9.926.535, equivalentes a 9.926.535 (nove bilhões, novecentos e vinte e seis milhões e quinhentos e trinta e cinco mil) de quotas idênticas, com valor nominal de R$ 1,00 (um real) cada uma, assim distribuídas dentre os sócios:

A responsabilidade de cada sócio é restrita ao valor de suas quotas no capital social, mas todos correspondem solidariamente pela sua integralização. Nenhum dos sócios poderá ceder, transferir ou de qualquer forma onerar qualquer uma de suas quotas ou direitos a elas inerentes aos demais sócios ou a terceiros sem o prévio consentimento, por escrito, de sócio ou sócios titulares de mais da metade do capital social. 30.2. Reservas de lucros

A reserva de retenção de lucros é constituída como uma destinação dos lucros do Exercício. 30.3. Reserva legal

A reserva legal é constituída anualmente como destinação de 5% do lucro líquido do exercício e não poderá exceder a 20% do capital social. A reserva legal tem por fim assegurar a integridade do capital social e somente poderá ser utilizada para compensar prejuízo e aumentar o capital social do Grupo.

Quotas %

Quotistas

China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L. 9.850.713 99,24

China Three Gorges (Luxembourg) Power S.A.R.L. 75.822 0,76

9.926.535 100,00

Posição acionária em 2019 e 2018

104

31. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA

2019 2018

Suprimento de energia elétrica

Contrato (ACR) 2.680.451 2.575.624

Contratos (ACL) 2.604.158 1.105.869

Mercado de curto prazo (MCP) 223.987 194.368

Mecanismo de realocação de energia (MRE) 26.941 13.567

5.535.537 3.889.428

Receita de ativos financeiros

Atualização ativos financeiros 536.912 (260.277)

Amortização ativos financeiros (271.577) 316.622

Ajuste a valor presente de ativos financeiros - (1.592.697)

265.335 (1.536.352)

Outras receitas

Prestação de serviço 1.344 -

Outras receitas 290 380

1.634 380

Deduções à receita operacional

PIS e COFINS (486.252) (368.439)

ICMS (32.331) (10.108)

P&D (47.634) (33.328)

ISS (1.365) (18)

Compensação financeira de recursos hídricos (78.054) (73.254)

Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (7.752) (5.230)

Encargos de uso da rede elétrica (TUST e TUSD) (304.393) (273.929)

(957.781) (764.306)

Receita operacional líquida 4.844.725 1.589.150

Consolidado

105

32. ENERGIA ELÉTRICA E SERVIÇOS VENDIDOS, COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE

32.1. Energia elétrica vendida

A tabela a seguir resume os volumes em MWm de energia assegurada contratadas pelo Grupo no ACL e ACR em 31 de dezembro de 2019.

(*) Não auditados pelos auditores independentes

32.2. Energia elétrica comprada

MWh (*) R$ MWh (*) R$

Contratos ACL 16.149.490 2.680.451 7.693.598 2.575.624

Contrato ACR 16.076.810 2.604.158 16.118.879 1.105.869

Mercado de curto prazo (MCP) 995.373 223.987 746.618 194.368

Mecanismo de realocação de energia (MRE) 2.327.767 26.941 1.167.328 13.567

35.549.440 5.535.537 25.726.423 3.889.428

Consolidado

2019 2018

2019 2018 2019 2018

Energia disponível para venda 984 981 16 16

ACR 0 25 0 0

2016 (3 anos) 0 25 0 0

ACL 746 720 15 14

Contratos bilaterais de venda de energia 916 819 15 15

Contratos bilaterais de compra de energia 170 99 0 1

Energia livre para contratação 238 236 1 2

Percentual de energia contratada 75,8% 75,9% 93,8% 87,5%

Rio Paranapanema Energia

MWm (*)

Sapucaí Mirim

MWm (*)

2019 2018 2019 2018 2019 2018

Energia disponível para venda 83 83 2.541 2.541 63 64

COTA 0 0 1.780 1.777 0 0

ACR 58 58 0 0 0 0

Contratos regulados de venda de energia 58 58 0 0 0 0

ACL 11 11 595 555 47 41

Contratos bilaterais de venda de energia 35 44 786 719 65 64

Contratos bilaterais de compra de energia 24 34 191 164 18 23

Energia livre para contratação 14 14 166 209 16 23

Percentual de energia contratada 83,1% 83,1% 93,5% 91,8% 74,6% 64,3%

Rio Canoas

MWm (*)

Rio Paraná

MWm (*)

Rio Verde

MWm (*)

MWh (*) R$ MWh (*) R$

Contratos bilaterais 3.844.155 737.770 2.389.279 421.332

Mercado de curto prazo (MCP) 239.695 58.474 128.697 10.547

Mecanismo de realocação de energia (MRE) 1.476.479 25.857 358.688 6.032

(-) Crédito de PIS - (8.567) - (9.297)

(-) Crédito de COFINS - (39.461) - (42.822)

5.560.329 774.073 2.876.664 385.792

Consolidado

2019 2018

106

A energia comprada para revenda decorre da exposição relativa aos 30% da energia no mercado livre referente a controlada Rio Paraná. Essas compras podem ser realizadas em contratos bilaterais no mercado livre ou através do mecanismo de liquidação da exposição através de compras na CCEE, parte das compras visaram reduzir os efeitos do GSF. 32.3. Encargos de uso da rede elétrica

Os encargos devidos pelo Grupo estabelecido pela Aneel são: TUST, TUSD e Encargos de Conexão. A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV. A parte de cada empresa do total do encargo é calculada com base em: (i) valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a aproximadamente 80% do encargo TUST, e (ii) valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação aos grandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos grandes centros geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a aproximadamente 20% do encargo TUST. A TUSD remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à rede básica ou a centros de consumo.

Tust 289.817 156.264

Tusd 17.084 2.985

Encargos de conexão 473 512

(-) Crédito de PIS (3.108) (2.445)

(-) Crédito de COFINS (14.315) (11.260)

289.951 146.056

Consolidado

2019 2018

107

33. RESULTADO FINANCEIRO

2019 2018 2019 2018

Receitas

Aplicações financeiras 24.296 4.814 181.950 75.664

Variações monetárias - - 30.073 40.267

Depósitos judiciais - - 30.022 27.134

Indenização socioambiental - - 1 120

Atualização monetária referente a liminar GSF - - 50 13.013

Variação cambial ativa - - 668.869 634.535

Juros sobre debêntures - 8.715 - 8.715

Ajuste a valor presente (UBP) - - 10.463 1.129

Juros e descontos obtidos 23 3 4.596 3.201

Outras receitas financeiras 1.266 4.611 2.712 13.847

25.585 18.143 898.663 777.358

Despesas

Juros sobre debêntures - - (88.044) (7.445)

Juros sobre empréstimos e financiamentos - - (301.014) (410.640)

Juros sobre partes relacionadas - - (183.911) (175.633)

Variação cambial passiva - - (809.220) (1.180.793)

Variações monetárias (1.252) - (156.783) (3.676)

Atualização do uso do bem público (UBP) - - (26.281) (1.550)

Atualização monetária referente a liminar GSF - - (63.439) 4.074

Indenização socioambiental (1.252) - (828) (250)

Provisões para riscos - - (15.424) (2.006)

Tusd-g - - (5.492) (453)

Outras - - (9.414) (7.940)

Debêntures - - (35.905) 4.449

PIS e COFINS (32.493) (38.817) (36.548) (42.740)

Despesas plano de pensão - - (1.841) (204)

Carta fiança (11.777) (17.784) (12.401) (18.565)

Comissões (458) (17) (593) (14.307)

Ajuste a valor presente (UBP) - - (9.288) (689)

Ajuste a valor presente de provisão para grandes reparos - - (95.877) (147.612)

Arrendamento (IFRS 16) (661) - (1.482) -

Outras despesas financeiras (28) (51) 1.566 (2.777)

(46.669) (56.669) (1.695.436) (2.005.081)

(21.084) (38.526) (796.773) (1.227.723)


108

34. DEMONSTRAÇÕES DA APURAÇÃO DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

A reconciliação entre a despesa de imposto de renda e de contribuição social pela alíquota nominal e pela efetiva está demonstrada a seguir:

IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total

Lucro contábil antes do IRPJ e CSLL 862.722 1.758.238

Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 34% 25% 9% 34%

IRPJ e CSLL a alíquota pela legislação (215.681) (77.645) (293.325) (439.560) (158.241) (597.801)

Ajustes para cálculo pela alíquota efetiva

Juros sobre capital próprio (12.104) (4.358) (16.462) 108.419 39.030 147.449

Resultado equivalência patrimonial 253.792 91.365 345.157 10.968 3.948 14.916

Despesas indedutíveis - IRPJ (1.743) - (1.743) (4.472) - (4.472)

Despesas indedutíveis - CSLL - (627) (627) - (1.586) (1.586)

Incentivos fiscais 38 - 38 13.705 - 13.705

Mais valia (24.694) (8.890) (33.584) (24.694) (8.890) (33.584)

Amortização encargo credor inflacionário - - - 2.260 (73) 2.187

Plr - Empregados (1.000) (360) (1.360) (1.000) (360) (1.360)

Prejuizo fiscal - - - 4.633 - 4.633

Base de cálculo negativa de CSLL - - - - 1.668 1.668

Recuperação de IRPJ e CSLL - - - 22 - 22

Ajuste lucro presumido controladas - - - (1.147) (515) (1.662)

Outros 24 - 24 143 (11) 132

PCLD - - - (49) (18) (67)

Aluguéis - IFRS 16 (147) (52) (199) (147) (52) (199)

Doações incentivadas - - - (1.913) (689) (2.602)

IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado (1.515) (567) (2.082) (332.832) (125.789) (458.621)

IRPJ e CSLL correntes 1.515 567 2.082 317.466 120.259 437.725

IRPJ e CSLL diferidos - - - 15.366 5.530 20.896

Total IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado 1.515 567 2.082 332.832 125.789 458.621

Ajustes correntes - periodos anteriores - (3) (3) - (3) (3)

Ajustes diferidos - periodos anteriores - - - (32.583) (11.517) (44.100)

Total IRPJ e CSLL com efeito no resultado 1.515 564 2.079 300.249 114.269 414.518

Alíquota efetiva 0,2% 0,1% 0,2% 18,9% 7,2% 26,1%

2019


IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total

Lucro contábil antes do IRPJ e CSLL (293.080) (888.028)

Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 34% 25% 9% 34%

IRPJ e CSLL a alíquota pela legislação 73.270 26.377 99.647 222.007 79.923 301.930

Ajustes para cálculo pela alíquota efetiva

Juros sobre capital próprio (18.882) (6.797) (25.679) 131.573 47.367 178.940

Resultado equivalência patrimonial (45.353) (16.327) (61.680) 3.730 1.342 5.072

Despesas indedutíveis - IRPJ (380) - (380) (1.691) - (1.691)

Despesas indedutíveis - CSLL - (136) (136) - (614) (614)

Incentivos fiscais - - - 9.385 - 9.385

Ajuste a valor presente - - - (36.244) (13.048) (49.292)

Mais valia (8.473) (3.050) (11.523) (8.473) (3.050) (11.523)

Amortização encargo credor inflacionário - - - 188 (6) 182

Perdas com participações Societária (1.615) (581) (2.196) (1.615) (581) (2.196)

Plr - Empregados (833) (300) (1.133) (833) (300) (1.133)

Prejuizo fiscal 680 - 680 5.622 - 5.622

Base de cálculo negativa de CSLL - 244 244 - 2.023 2.023

Recuperação de IRPJ e CSLL - - - 2 2

Ajuste lucro presumido controladas - - - 170 50 220

Outros 61 - 61 (36) (95) (131)

Doações incentivadas - - - (1.077) (388) (1.465)

IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado (1.525) (570) (2.095) 322.708 112.623 435.331

IRPJ e CSLL correntes 1.525 570 2.095 156.505 59.895 216.400

IRPJ e CSLL diferidos - - - (479.213) (172.518) (651.731)

Total IRPJ e CSLL do exercicio com efeito no resultado 1.525 570 2.095 (322.708) (112.623) (435.331)

Ajustes correntes - periodos anteriores (2.428) (777) (3.204) (2.829) (677) (3.506)

Ajustes diferidos - periodos anteriores - - - (25.340) (9.092) (34.432)

Total IRPJ e CSLL com efeito no resultado (903) (207) (1.109) (350.877) (122.392) (473.269)

Alíquota efetiva -0,5% -0,2% -0,7% 36,3% 12,7% 49,0%

2018


109

35. LUCRO POR QUOTAS

O cálculo do lucro líquido por quotas é realizado através da divisão do lucro líquido do exercício, atribuído aos detentores de ações ordinárias do Grupo, pela quantidade média ponderada de quotas disponíveis durante o exercício. O quadro a seguir apresenta os dados de resultado e ações utilizados no cálculo dos lucros básico e diluído por quota:

36. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

As operações do Grupo e suas Controladas compreendem a geração e a venda de energia elétrica para companhias distribuidoras e clientes livres. As vendas são efetuadas através dos denominados “contratos bilaterais”, assinados em período posterior ao da privatização das controladas, que determinam a quantidade e o preço de venda da energia elétrica. O preço é reajustado anualmente pela variação do IGP-M e/ou IPCA. Eventuais diferenças entre a quantidade de energia gerada, energia alocada e o somatório das quantidades vendidas através de contratos são ajustadas através das regras de mercado e liquidadas no âmbito da CCEE. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio do Grupo estão descritos na nota explicativa n° 4. Nos contratos fechados no mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, o Grupo através da área de crédito, efetua a análise de crédito e define os limites e garantias que serão requeridos. Todos os contratos têm cláusulas que permitem o Grupo cancelar o contrato e a entrega de energia no caso de não cumprimento dos termos do contrato. 36.1. Instrumentos financeiros no balanço patrimonial

36.1.1. Considerações gerais

A Companhia participa de operações que envolvem instrumentos financeiros, todos registrados em contas patrimoniais, com o objetivo de reduzir a exposição a riscos de mercado e de moeda. A Administração desses riscos, bem como dos respectivos instrumentos, é realizada por meio de definição de estratégias e estabelecimento de sistemas de controle, minimizando a exposição em suas operações.

2019 2018 2019 2018

Numerador

Resultado líquido do exercício atribuído aos acionistas da Companhia

Acionistas controladores 860.643 (291.971) 860.643 (291.971)

Acionistas não controladores - - 483.077 (122.788)

860.643 (291.971) 1.343.720 (414.759)

Denominador (Média ponderada de números de ações)

Resultado líquido básico e diluído por ação 0,08670 (0,03650) 0,10720 (0,04012)


110

Os principais instrumentos financeiros do grupo estão representados por:

O grupo não realizou operações com derivativos nos exercícios de 2019 e 2018. Porém o grupo possui exposição a variações cambiais em moeda estrangeira (Dólar).

37. SEGUROS

O Grupo mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o grau de risco para cobrir eventuais perdas significativas sobre os ativos e/ou responsabilidades sua e de suas controladas. As principais coberturas, conforme apólices de seguros são:

(*) Não auditados pelos auditores independentes

38. COMPROMISSOS

38.1. Contratos de compra e venda de energia elétrica

O Grupo possui contratos nos ambientes de contratação regulada até:

▪ Bilaterais até 2044; ▪ Regime de cotas até 2045;

O Grupo possui contratos nos ambientes de contratação livre até

▪ 2028, com contratos bilaterais. Para eventuais sobras de energia os contratos são negociados pontualmente.

Ativos financeiros

Caixa e equivalentes de caixa Custo Amortizado Nível 1 3.766.524 3.766.524 3.242.823 3.242.823

Clientes Custo Amortizado Nível 2 580.763 580.763 602.154 602.154

Dividendos Custo Amortizado Nível 2 5.962 5.962 15.598 15.598

Aplicações financeiras vinculadas Custo Amortizado Nível 2 24.310 24.310 26.131 26.131

Ativo financeiro vinculado a concessão Custo Amortizado Nível 1 10.159.244 10.159.244 9.891.187 9.891.187

14.536.803 14.536.803 13.777.893 13.777.893

Passivos financeiros

Fornecedores Custo Amortizado Nível 2 1.266.025 1.266.025 975.632 975.632

Encargos setoriais Custo Amortizado Nível 2 109.940 109.940 107.975 107.975

Partes relacionadas Custo Amortizado Nível 2 3.608.239 3.608.239 3.607.324 3.607.324

Provisões para grandes reparos Custo Amortizado Nível 2 1.814.215 1.814.215 2.253.649 2.253.649

Empréstimos, financiamentos Custo Amortizado Nível 2 3.177.180 3.177.180 3.227.597 3.227.597

Debêntures Custo Amortizado Nível 2 1.860.022 1.885.402 2.000.860 2.054.335

Juros sobre capital próprio (JSCP) Custo Amortizado Nível 2 875.667 875.667 838.077 838.077

Dividendos Custo Amortizado Nível 2 1.458.928 1.458.928 580.829 580.829

Outras obrigações Custo Amortizado Nível 2 24.967 24.967 17.040 17.040

14.195.183 14.220.563 13.608.983 13.662.458

Consolidado

NaturezaClassificação

Hierarquia do

valor justo Valor a

mercado

2019 2018

Valor contábilValor a

mercadoValor contábil

Apólices Vigência Limite máximo de indenização

em R$ milhares (*)

Risco operacional 04/08/2019 à 04/08/2020 2.000.000

Responsabilidade civil 04/08/2019 à 04/08/2020 150.000

Lucro cessante 04/08/2019 à 04/08/2020 1.140.712

Responsabilidade civil ambiental 04/08/2019 à 04/08/2021 110.000

Responsabilidade civil para diretores e executivos 08/12/2019 à 08/12/2020 150.000

111

MEMBROS DA DIRETORIA

Jianqiang Zhao Diretor Presidente

Yujun Liu Diretor

Carlos Alberto Rodrigues de Carvalho Diretor

Evandro Leite Vasconcelos Diretor

José Renato Domingues Diretor

CONSELHO CONSULTIVO

Jianqiang Zhao Presidente do Conselho

Cheng Shuquan Conselheiro

____________________________________________________________________________ Rodrigo Teixeira Egreja Lucas Morato Teixeira Diretor de Controladoria Contador - MG-080486/O-7

112

SIGLAS

(Abraceel) Agentes Comercializadores de Energia Elétrica

(ACL) Ambiente de Contratação Livre

(ACR) Ambiente de Contratação Regulada

(AGO) Assembleia Geral Ordinária

(Aneel) Agência Nacional de Energia Elétrica

(Anefac) Associação Nacional dos Executivos de Finanças Administração e Contabilidade

(Apine) Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica

(CBA) Companhia Brasileira de Alumínio

(CCEE) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

(CDB) Certificado de Depósito Bancário

(CFC) Conselho Federal de Contabilidade

(CFURH) Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos

(COFINS) Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social

(CP) Consultas Públicas

(CPC) Comitê de Pronunciamentos Contábeis

(CSLL) Contribuição Social sobre Lucro Líquido

(CTN) Código Tributário Nacional

(Cusd) Contratos de Uso do Sistema de Distribuição

(CVM) Comissão de Valores Mobiliários (DBA) Dia das Boas Ações (DI) Certificado de Depósito Interbancário

(Dessem) Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo

(DITs) Demais Instalações de Transmissão

(DRAA) Demonstrativo dos Resultados da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios

(DVA) Demonstrações do Valor Adicionado

(FINAM) Fundo de Investimentos da Amazônia

(Fipecafi) Fundação Instituto de Pesquisas Contábeis, Atuariais e Financeiras

(GFOM) Geração Fora da Ordem de Mérito

(GSF) Generation Scaling Factor

(IAP) Instituto Ambiental do Paraná

(IASB) International Accounting Standards Board

(IBAMA) Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

(IBGC) Instituto Brasileiro de Governança Corporativa

(IBGE) Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

(ICMS) Imposto sobre circulação de mercadoria e prestação de serviços

(IFRS) International Financial Reporting Standards

(IGP-M) Índice Geral de Preço do Mercado

(INSS) Instituto Nacional do Seguro Social

(IOF) Imposto sobre Operações Financeiras

(IPCA) Índice de Preços ao Consumidor Amplo

(IPTU) Imposto Predial Territorial Urbano

(IRPJ) Imposto de Renda de Pessoa Jurídica

(IRRF) Imposto de Renda Retido na Fonte

(ISP) Índice de Segurança Preventiva

(ISS) Imposto sobre serviços

(JSCP) Juros sobre capital próprio

(LO) Licença Operacional

(MASS) Meio Ambiente, Saúde e Segurança

(MCP) Mercado de Curto Prazo

(MME) Ministério de Minas e Energia

113

(MRE) Mecanismo de Realocação de Energia

(OCPC) Orientação sobre Contratos de Concessão

(ON) Ações Ordinárias

(ONS) Operador Nacional do Sistema

(P&D) pesquisa e desenvolvimento

(PAE) Plano de Ação de Emergência

(PCHs) pequenas centrais hidrelétricas

(PECLD) Perdas de estimativa para crédito de liquidação duvidosa

(PIB) Produto Interno Bruto

(PIS) Programa de Integração Social

(PL) Projeto de Lei

(PLD) Preço de Liquidação de Diferenças

(PN) Preferenciais

(PPR) Programa de Participações no Resultado

(PRE) Plano de Resposta a Emergências

(PSAP) Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão

(RFB) Receita Federal do Brasil

(RGR) Reserva Global de Reversão

(SEBAND) Sociedade de Energia Bandeirantes

(SFF) Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira

(SGT) Sistema de Gestão Territorial

(SIN) Sistema Interligado Nacional

(SOSEm) Sistema de Operação em Situação de Emergência

(STJ) Superior Tribunal de Justiça

(TAC) Termo de Ajuste de Conduta

(TEO) Tarifa de Otimização

(TFSEE) Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica

(Tusd-g) Tarifa de uso do sistema de distribuição

(Tust) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão

(UBP) Utilização de bem público

(UGC) Unidade Geradora de Caixa

(UHEs) Usinas hidrelétricas

rela - ctg – brcontrariem o propósito e os valores corporativos ou, ainda, a legislação. o...

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