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EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A.

Demonstrações Financeiras

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016

EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. Demonstrações financeiras Em 31 de dezembro de 2017 e 2016 Conteúdo Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras Balanços patrimoniais Demonstrações de resultados Demonstrações dos resultados abrangentes Demonstrações dos fluxos de caixa Demonstrações das mutações do patrimônio líquido Demonstrações do valor adicionado Notas explicativas da administração às demonstrações financeiras Relatório da administração Comentário sobre o Comportamento das Projeções Empresariais Proposta de Orçamento de Capital Outras informações Parecer do Conselho Fiscal Declarações dos diretores sobre as demonstrações financeiras Declarações dos diretores sobre o parecer dos auditores independentes.

1 – 7

8 – 9

10

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15 – 52

53 – 69

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

Caixa e equivalentes de caixa 5 Caixa e equivalentes de caixa1132.915 355.496 Consumidores e concessionárias 6 Consumidores e concessionárias1819.444 617.737 Ativos financeiros setoriais 7 Ativos financeiros setoriais155.365 1.145 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais1341.179 32.208 Tributos diferidos 9 Tributos diferidos1- 34.824 Cauções e depósitos vinculados 11 Cauções e depósitos vinculados1229 279 Outros créditos 12 Outros créditos173.969 52.765

Total do Ativo Circulante Total do Ativo Circulante11.423.101 1.094.454

Não circulanteConsumidores e concessionárias 6 Consumidores e concessionárias237.135 47.090 Ativos financeiros setoriais 7 Ativos financeiros setoriais2154.433 - Ativo financeiro indenizável 13.1 Ativo financeiro indenizável2736.074 626.138 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais284.866 72.688 Tributos diferidos 9 Tributos diferidos2122.814 247.905 Cauções e depósitos vinculados 11 Cauções e depósitos vinculados291.742 75.488 Outros créditos 12 Outros créditos214.525 11.620

0 1.241.589 1.080.929

Propriedades para investimentos Propriedades para investimentos11.549 1.743 Imobilizado Imobilizado1 164 2 Intangível 13.2 Intangível11.011.288 960.251

1.013.001 961.996 Total do Ativo Não circulante Total do Ativo Não circulante12.254.590 2.042.925

TOTAL DO ATIVO TOTAL DO ATIVO13.677.691 3.137.379

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

(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

8

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

Fornecedores 14 Fornecedores1575.007 373.149 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais3170.928 175.001 Dividendos 15 Dividendos1 55.780 55.888 Debêntures 16 Debêntures175.382 78.442 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 17 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas1162.003 74.802 Benefícios pós-emprego 18 Benefícios pós-emprego17.948 1.016 Encargos setoriais 19 Encargos setoriais191.594 91.627 Provisões 20 Provisões1 6.508 14.605 Passivos financeiros setoriais 7 Passivos financeiros setoriais129.675 316.711 Outras contas a pagar 12 Outras contas a pagar170.658 71.773

Total do Passivo Circulante Total do Passivo Circulante11.245.483 1.253.014 0

Não circulante Não circulante2Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais4210.548 - Tributos diferidos 9 Tributos diferidos44 - Debêntures 16 Debêntures2284.376 206.347 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 17 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas2548.594 449.488 Benefícios pós-emprego 18 Benefícios pós-emprego219.447 - Encargos setoriais 19 Encargos setoriais23.798 7.613 Provisões 20 Provisões2 122.266 99.172 Passivos financeiros setoriais 7 Passivos financeiros setoriais2109.883 92.054 Outras contas a pagar 12 Outras contas a pagar227.591 27.509

Total do Passivo Não circulante Total do Passivo Não circulante11.326.507 882.183 0

PATRIMÔNIO LÍQUIDO PATRIMÔNIO LÍQUIDO1Capital social 21.1 Capital social1596.669 596.669 Reservas de capital 21.3 Reservas de capital177.687 77.687 Reservas de lucros 21.3 Reservas de lucros1502.347 373.871 Outros resultados abrangentes 21.4 Outros resultados abrangentes1(71.002) (46.045)

Total do Patrimônio líquido Total do Patrimônio líquido11.105.701 1.002.182 0

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO13.677.691 3.137.379

- -

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



9

Nota 2017 2016

Receitas 22 Receitas13.975.741 3.140.132 Custo do serviço de energia elétrica 23 Custo do serviço de energia elétrica1

Custo com energia elétrica Custo com energia elétrica1(2.816.992) (2.111.680) Custo de operação Custo de operação1(343.013) (333.764) Custo do serviço prestado a terceiros Custo do serviço prestado a terceiros1(271.108) (248.247)

(3.431.113) (2.693.691) Lucro bruto Lucro bruto1544.628 446.441 Despesas e Receitas operacionais 23 Despesas e Receitas operacionais1

Despesas com vendas Despesas com vendas1(39.225) (57.973) Despesas gerais e administrativas Despesas gerais e administrativas1(140.764) (142.604) Outras despesas e receitas operacionais Outras despesas e receitas operacionais1(40.552) (48.697)

0 (220.541) (249.274) Lucro antes do resultado financeiro e tributos Lucro antes do resultado financeiro e tributos1324.087 197.167 Resultado financeiro 24 Resultado financeiro1

Receitas financeiras Receitas financeiras1117.300 153.846 Despesas financeiras Despesas financeiras1(170.233) (184.711)

0 (52.933) (30.865) Lucro antes dos tributos sobre o Lucro Lucro antes dos tributos sobre o Lucro1271.154 166.302 Tributos sobre o lucro 25

Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social correntes157.905 (278.435) Imposto de renda e contribuição social diferidos Imposto de renda e contribuição social diferidos1(134.959) 253.556

0 (77.054) (24.879) Lucro líquido do exercício Lucro líquido do exercício1194.100 141.423

Resultado por ação atribuível aos acionistas 26Resultado básico/ diluído por ação (reais/ações) Resultado básico/ diluído por ação (reais/ações)1

ON ON1 0,00497 0,00362

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

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


10

2017 2016

Lucro líquido do exercício 194.100 141.423

Outros resultados abrangentesGanhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego (37.813) (45.180) Imposto de renda e contribuição social diferidos 12.856 15.361

Resultado abrangente do exercício 169.143 111.604


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

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

11

Nota 2017 2016

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro antes dos tributos sobre o Lucro # Lucro antes dos tributos sobre o Lucro1271.154 166.302 Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais # Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais1- -

PIS e COFINS diferidos # PIS e COFINS diferidos137.811 (79.514) Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD # Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD139.225 57.973 Valor justo do ativo financeiro indenizável # Valor justo do ativo financeiro indenizável1(10.216) (25.060) Depreciações e amortizações # Depreciações e amortizações191.579 83.253 Ganhos e perdas na alienação de bens e direitos # Ganhos e perdas na alienação de bens e direitos136.810 35.211 Ativos e passivos financeiros setoriais # Ativos e passivos financeiros setoriais113.286 (22.812) Fornecedores - atualização monetária - Energia livre # Fornecedores - atualização monetária - Energia livre14.909 6.113

Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos, debêntures e derivativos

90.457 127.715

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

614.477 399.464 (Aumento) diminuição de ativos operacionais

Consumidores e concessionárias # Consumidores e concessionárias1(230.477) 141.831 Ativos financeiros setoriais # Ativos financeiros setoriais1(245.640) 556.757 Impostos e contribuições sociais compensáveis # Impostos e contribuições sociais compensáveis1(264.946) 237.537 Cauções e depósitos vinculados # Cauções e depósitos vinculados1(3.812) (4.563) Outros ativos operacionais # Outros ativos operacionais1(38.277) (6.536)

(783.152) 925.026 Aumento (diminuição) de passivos operacionais

Fornecedores # Fornecedores1196.949 (118.571) Passivos financeiros setoriais # Passivos financeiros setoriais1(245.506) 344.554 Outros tributos e contribuições sociais # Outros tributos e contribuições sociais1254.536 (293.162) Benefícios pós-emprego # Benefícios pós-emprego1(7.865) (40.306) Encargos setoriais # Encargos setoriais1(28.273) (80.888) Provisões # Provisões1 (12.332) (35.202) Outros passivos operacionais # Outros passivos operacionais1(2.204) (3.865)

155.305 (227.440) Caixa (aplicados nas) provenientes das atividades operacionais (13.370) 1.097.050

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

Caixa líquido (aplicados nas) provenientes das atividades operacionais (67.770) 861.096

Fluxo de caixa das atividades de investimentoAdições ao Intangível (265.588) (243.198)

Caixa líquido aplicados nas atividades de investimento (265.588) (243.198)

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

Caixa líquido proveniente das (aplicados nas) atividades de financiamento 28.1 110.777 (564.345)

(Redução) aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa (222.581) 53.553

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

(222.581) 53.553


EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A.

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA

EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


12

Capital Reservas Reservas Outros resultados social de capital de lucros abrangentes

Saldos em 31 de dezembro de 2015 596.669 77.687 475.355 (16.226) - 1.133.485

Dividendo adicional aprovado - AGO de 13/04/2016 - - (177.157) - - (177.157) Lucro líquido do exercício 141.423 141.423 Destinação do lucro:Constituição de reserva legal - - 7.071 - (7.071) - Dividendos intermediários (JSCP) - - - - (65.750) (65.750) Lucros retidos a deliberar - - 68.602 - (68.602) -

Outros resultados abrangentes - - - - - Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - (45.180) - (45.180) Imposto de renda e contribuição social diferidos - - - 15.361 - 15.361


Capital Reservas Reservas Outros resultados social de capital de lucros abrangentes


Dividendo adicional aprovado - AGO de 11/04/2017 - - (68.602) - - (68.602) Reversão de dividendos - AGE de 26/12/2017 - - 68.602 - - 68.602 Lucro líquido do exercício - - - - 194.100 194.100 Destinação do lucro:Constituição de reserva legal - - 9.706 - (9.706) - Dividendos intermediários (JSCP) - - - - (65.624) (65.624) Lucros retidos a deliberar - - 118.770 - (118.770) -

Outros resultados abrangentes - - - - - - Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - (37.813) - (37.813) Imposto de renda e contribuição social diferidos - - - 12.856 - 12.856



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


Total

Total

Lucros acumulados

Lucros acumulados

13

2017 2016

Geração do valor adicionado 6.547.094 5.783.529 Receita operacional 6.297.840 5.560.899 Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD (39.225) (57.973) Receita de construção 269.742 246.348 Atualização do Ativo financeiro indenizável 10.216 25.060 Outras receitas 8.521 9.195

(-) Insumos adquiridos de terceiros (3.661.856) (2.871.279) Custos da energia comprada (2.774.021) (2.105.156) Encargos de uso da rede elétrica (329.551) (223.579) Materiais (14.587) (17.110) Serviços de terceiros (173.703) (169.361) Custo com construção da infraestrutura (269.742) (246.348) Outros custos operacionais (100.252) (109.725)

Valor adicionado bruto 2.885.238 2.912.250 Retenções

Depreciações e amortizações (97.546) (88.190) Valor adicionado líquido produzido 2.787.692 2.824.060 Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras 132.413 159.765 Valor adicionado total a distribuir 2.920.105 2.983.825

Distribuição do valor adicionadoPessoal 143.556 138.341

Remuneração direta 92.447 91.758 Benefícios 40.265 39.315 FGTS 10.844 7.268

Impostos, taxas e contribuições 2.400.904 2.504.991 Federais 1.243.362 1.144.216 Estaduais 1.150.547 1.353.248 Municipais 6.995 7.527

Remuneração de capitais de terceiros 181.545 199.070 Juros 174.387 188.020 Aluguéis 7.158 11.050

Remuneração de capital próprio 65.624 65.750 Juros sobre capital próprio 65.624 65.750

2.791.629 2.908.152 Lucros retidos 128.476 75.673

2.920.105 2.983.825


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


14

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

1

2

3

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6

Base de preparação

Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor e determinados ativos e passivos financeirosforam mensurados ao valor justo.

Contexto operacional

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

Declaração de conformidade

A EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. (Companhia ou EDP São Paulo), anteriormente denominada Bandeirante Energia S.A., é umasociedade anônima de capital aberto, concessionária de serviço público de energia elétrica, controlada integral da EDP - Energias do Brasil S.A.(EDP - Energias do Brasil), com sede no município de São Paulo - SP. A Companhia detém o contrato de concessão de distribuição de energiaelétrica nº 202/98 - ANEEL, pelo prazo de 30 anos, válidos até outubro de 2028 e atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamentenas regiões do Alto do Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte. As atividades da Companhia são regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica - ANEEL.

Concessão

A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado - DVA, preparada de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, é requeridapela legislação societária brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasil aplicáveis a companhias abertas. As IFRS não requerem aapresentação dessa demonstração. Como consequência, pelas IFRS, essa demonstração está apresentada como informação suplementar, semprejuízo do conjunto das demonstrações financeiras.

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

A Administração da Companhia afirma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendoevidenciadas e que correspondem às utilizadas por ela na sua gestão.

As demonstrações financeiras da Companhia estão preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância àsdisposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas pelas Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09,complementadas pelos novos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados porResoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC e deliberações da Comissão de Valores Mobiliários - CVM e estão em conformidade com asInternational Financial Reporting Standards - IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e legislação específica emanadapela ANEEL, quando esta não for conflitante com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais.

A Diretoria da Companhia autorizou a emissão das demonstrações financeiras em 24 de janeiro de 2018.

Uso de estimativa e julgamento

Na elaboração das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e práticas contábeis internacionais, érequerido que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitase despesas.

As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais ao conjunto das demonstraçõesfinanceiras, nos próximos exercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: Análise da redução ao valor recuperável (Nota 3.6);Fornecimento não faturado (Nota 6); Transações realizadas no âmbito da CCEE (Notas 6 e 14.4); Perda Estimada com Créditos de LiquidaçãoDuvidosa - PECLD (Nota 6.2); Ativos e passivos financeiros setoriais (Nota 7); Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidossobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias (Nota 9); Ativo financeiro indenizável (Nota 13.1); Planos de benefícios pós-emprego (Nota 18); Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas (Nota 20.1); e Mensuração a valor justo de instrumentos financeiros (Nota 27.1.2.1).

Ativo financeiro

Redução ao valor recuperável

A moeda funcional da Companhia é o Real e as demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em reais, arredondadas para o milhar maispróximo, exceto quando indicado de outra forma.

Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em exercícios subsequentes, podem diferir dessasestimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menostrimestralmente, exceto quanto ao Plano de benefícios pós-emprego que é revisado semestralmente e a redução ao valor recuperável que é revisadaconforme critérios detalhados na nota 3.6.

São avaliados quando há evidências de perdas não recuperáveis e ao final de cada exercício, exceto para Consumidores e concessionárias (Nota6.2) que são avaliados mensalmente. São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou mais eventos tenham ocorridoapós o reconhecimento inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxo estimado de caixa futuro doinvestimento. A Companhia considera evidências de perda de valor recuperável por classe de consumidor e, dependendo da relevância, a nívelindividual.

Moeda funcional e moeda de apresentação

A alteração da denominação social de "Bandeirante Energia S.A." para "EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A." foi aprovada em AssembleiaGeral Extraordinária - AGE da Companhia realizada em 17 de março de 2017.

Práticas contábeis

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

A Administração da Companhia revisa o valor contábil líquido de seus ativos com objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstânciaseconômicas, operacionais ou tecnológicas para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valorrecuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante dessa perda, sendo amesma reconhecida em contrapartida do resultado.Uma perda do valor recuperável anteriormente reconhecida é revertida caso tiver ocorrido uma mudança nos pressupostos utilizados para determinaro valor recuperável do ativo, sendo a mesma também reconhecida no resultado.

A Administração avaliou a capacidade da Companhia em continuar operando normalmente e está convencida de que ela possui recursos para darcontinuidade a seus negócios no futuro. Adicionalmente, a Administração da Companhia não tem conhecimento de nenhuma incerteza material quepossa gerar dúvidas significativas sobre a sua capacidade de continuar operando. Assim, estas demonstrações financeiras foram preparadas combase no pressuposto de continuidade.

15


3.7

3.7.1

3.7.2

Ativo financeiro indenizável

Cauções e depósitos vinculados

Bancos conta movimento (Caixa e Equivalentes de caixa)

Consumidores e concessionárias

Partes relacionadas (Outros créditos)

Ativos financeiros setoriais

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

IFRIC 23 – Imposto De Renda – Contabilização de Incertezas sobre tratamentos fiscais (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2019)

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

Esta norma irá impactar o registro das operações de arrendamento mercantil operacional que a Companhia possui em aberto. Conforme descrito nanota 29.1, a Companhia possui R$16.204, ajustados a valor presente, em compromissos com arrendamento mercantil operacional, que estãocontemplados no escopo da referida norma. No entanto, a Administração ainda não avaliou quais outros ajustes, se houver, são necessários, porexemplo, com o tratamento diferente de pagamentos de arrendamento variável e de opções de extensão e rescisão. Por conseguinte, ainda não épossível estimar o montante dos ativos de direito de utilização e os passivos de locação que terão de ser reconhecidos na adoção da nova norma ecomo isso pode afetar o resultado das demonstrações financeiras e a classificação dos fluxos de caixa futuros.

A Companhia identificou a necessidade de reclassificação de determinadas penalidades por performance que, atualmente, são classificadas nademonstração do resultado como despesas operacionais e passarão a ser classificadas como itens redutores das receitas no exercício de 2017, comefeito estimado no valor de R$5.848 quando apresentado de forma comparativa com as demonstrações financeiras para o exercício a findar em 31de dezembro de 2018.Não há expectativa de outros impactos significativos devido a adoção desta norma para reconhecimento da receita considerando que as vendas deenergia são registradas na CCEE no momento em que ocorrem e são consumidas pelos Clientes instantaneamente.

A administração revisou seus ativos e passivos financeiros e espera o seguinte impacto da adoção da nova norma a partir de 1º de janeiro de 2018:(i) No que se refere ao novo modelo de impairment para ativos financeiros, a Administração espera um aumento de cerca de 7% na PECLD e umaredução de cerca de 6% na rubrica de Consumidores e Concessionárias.

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

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

Classificação CPC 38 Classificação CPC 48

Disponível para venda Valor justo por meio do resultado

Ativos mantidos até o vencimento Custo amortizado

Empréstimos e recebíveis Custo amortizado



Disponível para venda Custo amortizado

Em dezembro de 2017 foi emitido o CPC 06 (R2), em correlação à norma IFRS 16, que introduziu novas regras para as operações de arrendamentomercantil. O objetivo é garantir que arrendatários e arrendadores forneçam informações relevantes de modo que representem fielmente essastransações. O CPC 06 (R2) requer que os arrendatários passem a reconhecer o passivo dos pagamentos futuros e o direito de uso do ativoarrendado para praticamente todos os contratos de arrendamento mercantil, incluindo os operacionais, porém foram criadas isenções opcionais paraarrendamentos de curto prazo e de baixo valor. Os critérios de reconhecimento e mensuração dos arrendamentos nas demonstrações financeirasdos arrendadores ficam substancialmente mantidos. O CPC 06 (R2), em geral, deverá ser aplicado retrospectivamente a partir de 1º de janeiro de2019 e substituirá o CPC 06 (R1) - Operações de Arrendamento Mercantil (IAS 17) e correspondentes interpretações.

CPC 06 (R2) - Operações de Arrendamento Mercantil (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2019)

Ativo não financeiro

Adoção às normas de contabilidade novas e revisadasMantendo o processo permanente de revisão das normas de contabilidade o IASB e, consequentemente, o CPC emitiram novas normas e revisõesàs normas já existentes.

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

Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas pelo CPC e ainda não adotadas pela CompanhiaCPC 47 - Receita de Contrato com Cliente (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)

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

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

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

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

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

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

A Administração da Companhia está avaliando os possíveis impactos quando da adoção da referida norma.

16


3.7.3

4

4.1

Data da liberação Vencimento Valor

fev/17 dez/24 708

abr/17 abr/22 150.000

jul/17 jul/19 130.000

nov/17 jun/25 122.000

dez/17 jan/21 100.000

502.708

4.2

4.3 Reconhecimento dos tributos incidentes sobre os ativos e passivos setoriais

Adicionalmente à apuração dos débitos, a Companhia também reconheceu créditos decorrente da apuração anterior pelo consumo efetivo daenergia.

A revisão estabeleceu alterações ao CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa e CPC 32 - Tributos sobre o Lucro, em decorrência deesclarecimentos feitos pelo IASB sobre passivos decorrentes de atividade de financiamento e o reconhecimento de ativos fiscais diferidos sobreperdas não realizadas, respectivamente. Em relação ao CPC 03 (R2), a Companhia introduziu uma divulgação adicional que permite uma avaliaçãosobre as mudanças ocorridas nos passivos decorrentes das atividades de financiamento (Nota 28.1). Em relação ao CPC 32, a revisão não refletiuimpactos relevantes nas demonstrações financeiras.

A partir de dezembro de 2014, a Companhia passou a reconhecer em suas demonstrações financeiras os montantes relativos aos ativos e passivossetoriais em contrapartida da Receita na rubrica de “Resultados de ativos e passivos financeiros setoriais”. A Companhia, amparada por opiniões legais de consultores independentes, entendia que o fato gerador para os tributos (IRPJ, CSLL, PIS e COFINS)relativos aos referidos ativos e passivos, verificava-se somente quando a energia sobre a qual se daria o repasse de tarifa (via reajuste anual ourevisão tarifária) fosse consumida. Esse entendimento estava em linha com o entendimento da própria Receita Federal do Brasil - RFB exarado pormeio da solução de consulta COSIT n° 26/02, quando se analisou o momento da tributação das receitas no Regime de Tributação Extraordinária –RTE aplicado no ano de 2001.Ocorre que, em 30 de junho de 2016, a RFB, por meio do parecer COSIT n° 101/16, de forma diferente, concluiu que os valores de ativos e passivosfinanceiros setoriais, registrados na rubrica Conta de Compensação e Variação de Itens Parcela “A” - CVA, integram a base de cálculo dos tributosno momento do reconhecimento contábil, de acordo com o regime de competência. Em função desse evento, foram atualizadas as opiniões legaisjunto aos consultores independentes, sendo que os consultores jurídicos mantiveram a posição tributária já adotada pela Companhia.

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

Revisão de Pronunciamento Técnico do CPC nº 10/16

Eventos significativos no exercício

Normas e interpretações revisadas, já emitidas pelo CPC, adotadas pela Companhia a partir de 1º de janeiro de 2017

O Governo Federal está trabalhando na preparação de uma Medida Provisória ou de um Projeto de Lei, com vistas a implementar as alteraçõespropostas na consulta pública.

Fonte

BNDES FINEM (Liberação)

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

Com as mudanças propostas, espera-se um ambiente de negócios mais dinâmico, com expansão do mercado livre e liberdade de escolha dosclientes, sinais de preço que induzam eficiência, inserção da tecnologia na gestão dos equipamentos de rede e de produção, a expansão da ofertacom mecanismo sustentável e paga por todos os agentes, e mais racionalidade econômica aos subsídios. Todos esses resultados tendem a trazereficiência e agregar valor ao Grupo EDP - Energias do Brasil.

BNDES FINEM (Liberação)

Debêntures - 7ª Emissão

Debêntures - 8ª Emissão

107,50% do CDI

Captações e liberações de recursos

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

Para mais informações sobre os recursos recebidos acima, vide notas 16 e 17.Ministério de Minas e Energia – MME abre consultas públicas para remodelagem do setor elétrico

Refinanciar e alongar o prazo médio da dívida e capital de giro.

Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

Custo da dívida

107,50% do CDI

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

IPCA + TR + 3,05% a.a. / TJLP + 3,05%a.a., Pré 6% a.a. e

TJLP.

Finalidade

Capital de giro e refinanciamento para alongar o prazo médio da dívida

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

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

108,75% do CDI

Notas Promissórias - 4ª EmissãoRefinanciar e alongar o prazo médio da dívida e capital de giro.

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

17


Resultado financeiro

Receita financeira 24.510

Despesa financeira (32.513)

(8.003)

Tributos sobre o lucro

Imposto de renda e contribuição social correntes 90.005

Imposto de renda e contribuição social diferidos (94.409)

(4.404)

Efeito total no resultado exercício (12.407)

4.4

5

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

27.047 316.809 Total 132.915 355.496

Durante o processo de Reajuste Tarifário, a ANEEL atualiza os custos regulatórios passíveis de gerenciamento pela distribuidora (Parcela "B"),enquanto os custos não gerenciáveis (Parcela "A") e os itens financeiros são atualizados com base na variação de preços verificada nos doze mesesanteriores e da projeção para os doze meses subsequentes. A Parcela "B" foi ajustada em -2,68%, resultando em um saldo de R$806.603. O IGP-Mapurado para o período tarifário é de -1,45% e o Fator X de 1,23%. O Fator X é composto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 1,14%, “T”(trajetória para adequação dos custos operacionais) de -0,24% e “Q” (incentivo à qualidade) de 0,33%.

Em 2016 o MME, por meio da portaria nº 120, revisou a base de ativos das transmissoras de energia. Essa revisão resultou em um incremento nestereajuste de R$397.382 (representando 10,7 p.p. dos 24,37%), homologados por meio da Resolução Homologatória da ANEEL nº 2.259/17.

O ajuste dos itens financeiros reconhecido pela ANEEL neste processo foi de R$158.945, dos quais R$21.462 negativos referentes à diferença entreos custos não gerenciáveis (energia, transporte e encargos) homologados e os efetivamente incorridos pela Companhia no período tarifário de 2016a 2017, e os restantes R$180.407 referente a previsão de custos com risco hidrológico a realizar no período tarifário de 2017 a 2018.

O efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 24,37%, sendo 27,31% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e médiatensão e 22,67% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.

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

Os demais efeitos decorrentes da nova apuração estão demonstrados na nota 8.

Caixa e equivalentes de caixa

A exposição da Companhia à riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota 27.

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

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

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

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

Os efeitos no resultado do exercício estão demonstrados a seguir:

Com a hidrologia desfavorável, as hidroelétricas tiveram custos extras por não poderem produzir energia, de modo que a energia adquirida de Itaipu,das usinas contratadas na modalidade de cotas e das demais hidroelétricas tiveram aumentos de custos, que juntos, representam cerca de 14 p.p.do reajuste.

Reajuste Tarifário Anual

18


6

A Vencer

Nota Até 60 dias Até 90 dias De 91 a 180

dias De 181 a 360

dias Mais de 360

dias PECLD

(Nota 6.2) Até 60 dias Mais de 60

dias Até 60 dias Mais de 60

dias PECLD

(Nota 6.2) Saldo líquido em 31/12/2017

Saldo líquido em 31/12/2016

Circulante

Consumidores

Fornecimento faturado

Residencial 135.361 105.358 7.850 710 7.881 (18.357) 8.066 17.447 5.429 35.256 (42.441) 262.560 226.046

Industrial 50.565 24.006 4.318 4.542 16.167 (16.312) 1.236 1.926 704 10.857 (11.223) 86.786 43.974

Comércio, serviços e outras atividades 63.934 26.687 2.222 2.156 8.834 (11.102) 2.073 4.799 888 9.731 (10.675) 99.547 69.546

Rural 1.884 718 127 0,00 211 (212) 38 47 22 270 (215) 2.890 2.312

Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Federal 5.079 179 9 10 40 (37) 6 4 1 31 (31) 5.291 3.993

Estadual 4.150 105 6 0,00 65 (106) 37 44 3 0,00 0,00 4.304 3.975

Municipal 7.866 2.211 316 91 52 (43) 689 3.303 268 91 (91) 14.753 26.100

Iluminação pública 16.230 6.815 425 260 0,00 (8) 155 741 2 63 (63) 24.620 22.509

Serviço público 16.507 1.070 71 41 915 (48) 185 77 30 2 (1) 18.849 13.552 Serviços cobráveis 304 563 86 71 106 (251) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 879 244 Fornecimento não faturado 261.163 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 261.163 197.612 (-) Arrecadação em processo de reclassificação (157) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (157) (232)

(-) Ajuste a valor presente 6.1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (608) 0,00 0,00 0,00 (608) (830)

Outros créditos 483 112 55 33 38 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 721 664

563.369 167.824 15.485 7.914 34.309 (46.476) 12.485 27.780 7.347 56.301 (64.740) 781.598 609.465

Concessionárias

Suprimento de energia elétrica 2.790 1.433 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4.223 361

Encargos de uso da rede elétrica 1.889 843 0,00 0,00 108 (108) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.732 666

Outros créditos 30.891 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 30.891 7.245

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

Correntes a vencer

Correntes Vencidos

Renegociados a Vencer

Nota Mais de 360

dias Mais de 360

dias Mais de 360

dias Não circulante

Consumidores

Fornecimento faturado

Residencial 0,00 0,00 0,00 11.006 (2.579) 8.427 15.317

Industrial 4.290 0,00 (2.520) 3.806 (353) 5.223 6.448

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

Poder público 0,00

Federal 0,00 0,00 0,00 2 0,00 2 -

Estadual 0,00 0,00 0,00 17 0,00 17 5

Municipal 0,00 0,00 0,00 12.564 0,00 12.564 17.416

Iluminação pública 0,00 0,00 0,00 1.776 0,00 1.776 -

(-) Ajuste a valor presente 6.1 0,00 0,00 0,00 (2.874) 0,00 (2.874) (3.152)

4.308 - (2.538) 37.070 (3.384) 35.456 44.017

Concessionárias 0,00

Outros créditos 1.798 0,00 (119) 0,00 0,00 1.679 3.073

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

PECLD(Nota 6.2)


Consumidores e concessionárias

Vencidos

Valores Correntes

A Vencer Vencidos

Valores Renegociados


PECLD(Nota 6.2)

19


6.1

6.2

Saldo em 31/12/2016 Provisões

Recebimen-tos

Parcelamen-tos Perdas

Saldo em 31/12/2017

Consumidores

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

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

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

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

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

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

Serviço Público (48) (1) 0 0 0 (49)

Clientes livres - 0 0 0 0 -

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

Outros - (1.284) 7 1.277 0 -

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

Concessionárias (923) 626 70 0 0 (227)

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

Circulante (99.922) (111.324)

Não circulante (5.608) (6.041)

Total (105.530) (117.365)

6.2.1

6.2.2

i) Clientes baixa tensão: parcela vencida há mais de 90 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento;ii) Clientes média e alta tensão: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento; eiii) Poder público: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento, deduzida dos valores cobertos pormeio de apresentação de Nota de Empenho.

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

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

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

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

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

A exposição da Companhia a riscos de crédito está divulgada na nota 27.2.3.

Ajuste a valor presente

O ajuste a valor presente, regulamentado pelo CPC 12, foi calculado com base na taxa de remuneração de capital, aplicada pela ANEEL nas revisõestarifárias da Companhia. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Em 31 dedezembro de 2017 a taxa corresponde a 12,26% a.a. (12,26% a.a. em 31 de dezembro de 2016) afetando positivamente o resultado do exercício emR$500 (negativamente em R$1.097 em 2016) (Nota 24).

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

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

Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD

Reversão

20


7

Valores em amortização

Saldo em 31/12/2016 Apropriação Amortização

Atualização monetária

Recebimen-to CCRBT

(Nota 19) (**)Saldo em 31/12/2017 Circulante

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

IRT (*) A partir de 2019

CVA

(318.387) 605.355 374.920 (82) (241.480) 420.326 191.453 228.873 117.149 297.220 5.957

334.364 75.507 (349.455) 16.175 0 76.591 51.214 25.377 42.755 33.836 0

18.657 (9.240) (18.461) 259 0 (8.785) (9.108) 323 (9.216) 431 0

9.159 17.317 (9.026) 1.205 0 18.655 14.926 3.729 13.683 4.972 0

2.141 14.337 (2.710) 352 0 14.120 7.219 6.901 4.920 9.200 0

(62.255) (191.192) 53.627 (7.386) 0 (207.206) (120.853) (86.353) (92.068) (115.138) 0

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

(123.084) 407.662 122.577 3.719 (241.480) 169.394 10.774 158.620 (40.110) 203.547 5.957 Itens financeiros

Sobrecontratação de energia (48.043) (4.173) 54.169 6.304 0 8.257 (18.241) 26.498 (26.084) 34.341 0

Neutralidade da Parcela A 52.116 36.234 (55.443) 2.376 0 35.283 43.173 (7.890) 45.803 (10.520) 0

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

(63.824) (38.434) 0 (2.505) 0 (104.763) 0 (104.763) 0 0 (104.763)

Outros 1.576 (31.134) (1.697) 323 0 (30.932) (3.017) (27.915) (2.283) (14.603) (14.046)

(247.871) (37.507) 192.559 664 - (92.155) 21.915 (114.070) 17.436 9.218 (118.809) PIS e COFINS

1.146 (17.048) 0 8.903 0 (6.999) (6.999) 0 0 (6.999) 0

(37.811) 0 37.811 0 0 - 0 0 0 0 0

(36.665) (17.048) 37.811 8.903 - (6.999) (6.999) - - (6.999) -

Total (407.620) 353.107 352.947 13.286 (241.480) 70.240 25.690 44.550 (22.674) 205.766 (112.852)

1.145 0 0 0 0 55.365 55.365 0 0 0 0

- 0 0 0 0 154.433 0 154.433 0 0 0

316.711 0 0 0 0 29.675 29.675 0 0 0 0

92.054 0 0 0 0 109.883 0 109.883 0 0 0

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

Passivo Circulante

Passivo Não Circulante

Encargos de Serviço do Sistema - ESS / Encargos de Energia de Reserva - EER (iii)

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (iv)

Ativo Não Circulante

PIS/ COFINS Nota Técnica nº 115/04

PIS/ COFINS sobre Ativos financeiros setoriais

(*) IRT - Índice de Reposicionamento Tarifário

Valores em constituição

Ativos e passivos financeiros setoriais

Compra de energia (ii)

Ativo Circulante

Custo da Energia de Itaipu

PROINFA

Transporte Rede Básica

Transporte de Energia - Itaipu

Ultrapassagem de demanda e Excedente de reativos

21


7.1

8

NotaSaldo em 31/12/2016 Adição Baixas

Atualização monetária

Adianta-mentos

Compen-sação de tributos

Transfe-rência

Saldo em 31/12/2017

Imposto de renda e contribuição social Imposto de renda e contribuição social18.1 14.317 5.423 (6.764) 21.241 19.289 (49.496) 222.943 226.953 ICMS ICMS18.2 82.327 49.015 0,00 0,00 670 0,00 (37.352) 94.660 PIS e COFINS PIS e COFINS18.1 2.441 301.522 0,00 10.749 0,00 (29.491) (188.577) 96.644 IRRF sobre aplicações financeiras IRRF sobre aplicações financeiras14.845 5.885 0,00 0,00 0,00 0,00 (4.153) 6.577 Outros Outros1 966 170 0,00 75 0,00 0,00 0,00 1.211

Total Total1 104.896 362.015 (6.764) 32.065 19.959 (78.987) (7.139) 426.045

Circulante 32.208 341.179 Não circulante 72.688 84.866 Total 104.896 426.045

(iv) CDE: Em abril de 2017 houve redução das quotas da CDE - Conta ACR pagas pelas distribuidoras (Nota 19.1). Este recurso é destinado paraamortização dos empréstimos realizados pelo fundo, nos anos de 2014 e 2015, para honrar os custos das distribuidoras no mercado de curto prazorelativos à época em questão. Dessa forma, os custos da Companhia relativos a este item ficaram inferiores ao coberto pela tarifa. Apesar de partedeste efeito já ter sido contemplado no processo tarifário de 2017, ainda existe uma parcela que será considerada no processo tarifário de 2018. ACDE - Encargo de Uso também contribui para formação do passivo regulatório, uma vez que a formação da CVA do processo tarifário de 2018contempla parcelas do encargo, cuja cobertura tarifária, definida no reajuste de 2016, é maior que o valor da quota do encargo definida para o anocivil de 2017. Portanto, o passivo regulatório a ser considerado no processo tarifário de 2018, formado até o momento, é de R$26.974.

(iii) ESS/EER: As projeções de custos de ESS realizadas pela ANEEL no processo tarifário de 2017 concedidas como cobertura tarifária semostraram superiores aos custos realizados pela Companhia desde então. Adicionalmente, o segundo semestre de 2017 foi marcado por altosvalores do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD no mercado curto prazo, principalmente para os meses de agosto, setembro, outubro enovembro. Como a receita da energia de reserva é valorada à PLD, no segundo semestre de 2017 houve um excedente de receita na Conta deEnergia de Reserva - CONER, que foi revertido como receita para os consumidores, por meio das distribuidoras. Dessa forma, a cobertura tarifáriadeste item da Parcela A se mostrou superior aos custos no segundo semestre de 2017, o que explica a constituição de um passivo regulatório deR$115.138, até o momento, a devolver para o consumidor no processo tarifário de 2018.

Efeitos relevantes no exercício

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

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

Adicionalmente, dentre a previsão de custos realizada no processo tarifário de 2016 inclui-se a receita referente ao EER da Usina Nuclear de AngraIII. A usina de Angra III estava prevista inicialmente para entrar em operação a partir de janeiro de 2016, o que não se realizou devido à atrasos noempreendimento. Dessa forma, a ANEEL decidiu pela antecipação da devolução dos custos de Angra III majorados na tarifa dos consumidores pormeio do EER, e recolhidos desde os processos tarifários de 2016, uma vez que a usina não entrou em operação. Essa antecipação está sendorealizada desde abril de 2017 por meio de um valor redutor aplicado nas tarifas de energia dos consumidores, gerando uma devolução, até dezembrode 2017, de R$43.524 os quais, R$37.128 foram homologados no reajuste tarifário de 2017 e R$6.396 serão repassados à tarifa no próximo reajustetarifário.

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

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

Impostos e contribuições sociais

(ii) Compra de energia: A variação no referido item deve-se a realização do custo de energia dos Contratos de Comercialização de Energia noAmbiente Regulado - CCEARs estar distinto do custo de energia reconhecido no reajuste tarifário, principalmente, na modalidade de disponibilidade,impactada pelo aumento do despacho termoelétrico, pelo elevado repasse do risco hidrológico. Adicionalmente, quando da composição da coberturatarifária, foi considerado um Preço de Liquidação das Diferenças - PLD superior ao realizado no período de apuração da CVA, conforme regrasestabelecidas pela ANEEL e CCEE respectivamente.

(i) No exercício, foi devolvido aos consumidores no faturamento de energia o montante de R$352.947 referente a passivos setoriais líquidoshomologados pela ANEEL.

• Itens financeiros: Referem-se a outros componentes financeiros que se constituem em direitos ou obrigações que também integram a composiçãotarifária, dentre eles: Sobrecontratação de energia; Neutralidade dos encargos setoriais; e a Exposição financeira no mercado de curto prazo pordiferença de preços entre Submercados.

O total de passivos setoriais líquidos dos ativos, em 31 de dezembro de 2016, montava a R$407.620, sendo que o total de ativos setoriais líquido dospassivos em 31 de dezembro de 2017 monta em R$70.240. A variação total positiva no exercício no montante de R$477.860 foi causada,substancialmente, pelos seguintes motivos:

Ativos - compensáveis

• Parcela "B" (custos gerenciáveis): é composta pelos gastos na infraestrutura de distribuição e respectivo retorno pelo investimento e gastos com aoperação e a manutenção. Essa parcela é aquela que efetivamente afeta o desempenho da entidade, pois possui risco intrínseco do negócio por nãohaver garantia de neutralidade tarifária.

22


NotaSaldo em 31/12/2016 Adição

Atualização monetária Pagamentos

Compen-sação de tributos

Reclassifica-ção

(Nota 8.4.1)Transfe-rência

Saldo em 31/12/2017

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

ICMS ICMS28.3 91.362 1.150.702 0,00 (1.091.684) 0,00 0,00 (37.352) 113.028

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

Tributos sobre serviços prestados por terceiros12.398 9.499 0,00 (9.942) 0,00 0,00 0,00 1.955

IRRF sobre juros s/ capital próprio IRRF sobre juros s/ capital próprio29.863 9.844 0,00 (9.863) 0,00 0,00 0,00 9.844

Parcelamentos Parcelamentos18.4 - 0,00 3.164 (71.404) 0,00 351.758 (53.938) 229.580

Encargos com pessoal Encargos com pessoal1 5.103 1.202 0,00 (1.118) 0,00 0,00 0,00 5.187

Outros Outros2 100 727 0,00 (746) 0,00 0,00 0,00 81

Total Total2 175.001 1.634.666 36.234 (1.378.299) (78.987) - (7.139) 381.476

Circulante 175.001 170.928 Não circulante 0,00 210.548 Total 175.001 381.476

8.1

8.2

8.3

8.48.4.1

Principal Multa Juros

Total de Parcelamen-

to

PIS 17.387 3.477 4.264 25.128

COFINS 69.951 13.990 17.790 101.731

CSLL 43.826 8.765 10.819 63.410

IRPJ/ IRRF 111.999 22.400 27.090 161.489

243.163 48.632 59.963 351.758

Redução Programa PERT (57.829)

Total 293.929

8.4.2

PERT

Valor de adesão 293.929

Amortização (71.404)

Atualização 7.055

Saldo em 31 de dezembro de 2017 229.580

9Passivo

Nota Circulante Circulante31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017

PIS e COFINS 9.1 34.824 0,00 2.988 4

Imposto de renda e contribuição social 9.2 0,00 122.814 244.917 0,00

34.824 122.814 247.905 4

9.1O montante em 31 de dezembro de 2016 referia-se a PIS e COFINS diferidos reconhecidos sobre receita relativa aos ativos e passivos financeirossetoriais, calculados, até então, pelo consumo efetivo da energia. Devido ao recálculo de tais tributos pelo regime de competência (Nota 4.3) aCompanhia não mais apresenta PIS e COFINS diferidos sobre ativos e passivos setoriais.

PIS e COFINS

Total

Tributos diferidos

Passivo - a recolher

Tributos sobre serviços prestados por terceiros

ICMS - Ativos Compensáveis

Parcelamentos

Movimentação do parcelamento

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

Ativo

Não circulante

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

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

Programa Especial de Regularização Tributária (PERT)

Em decorrência do recálculo dos tributos sobre os ativos e passivos setoriais (Nota 4.3) a Companhia apurou créditos dos referidos tributos entre aantiga apuração pelo consumo efetivo da energia e a atual apuração pelo regime de competência.

Dentre as opções oferecidas para o parcelamento, a Companhia aderiu à opção de pagamento à vista e em espécie de 20% do valor da dívidaconsolidada, sem redução, em 5 parcelas mensais e sucessivas, vencíveis de agosto a dezembro de 2017, e o restante parcelado em 145 parcelasmensais e sucessivas, vencíveis a partir de janeiro de 2018, com redução de 80% dos juros de mora e de 50% das multas de mora, de ofício ouisoladas. As parcelas serão atualizadas mensalmente pela SELIC acrescidas de 1%.

Segue abaixo os montantes e a relação dos tributos parcelados:

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

Conforme descrito na nota 4.3, em decorrência da apuração de débitos originados do recálculo dos tributos sobre os ativos e passivos setoriais, aCompanhia aderiu, em agosto de 2017, ao PERT.

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

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

23


9.2

9.2.1

Natureza dos créditos Nota 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 2017 2016 31/12/2017 31/12/2016

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

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

- - - - - (181) - -

Diferenças Temporárias

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

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

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

Ativos e passivos financeiros setoriais 9.2.1.1 0,00 138.591 0,00 0,00 (138.591) 298.689 0,00 0,00

9.2.1.1 0,00 (12.856) 0,00 0,00 12.856 (27.034) 0,00 0,00

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

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

Benefícios pós-emprego - PSAP 9.2.1.2 (36.576) (23.720) 0,00 0,00 (12.856) (15.361) 0,00 0,00

9.2.1.2 36.576 23.720 0,00 0,00 0,00 0,00 12.856 15.361

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

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

Crédito fiscal do ágio incorporado 9.2.1.3 59.285 65.540 0,00 0,00 (6.255) (6.044) 0,00 0,00

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

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

Total 122.814 244.917 - -

9.2.1.1

9.2.1.2

9.2.1.3

9.2.2

2018 2019 2020 2021 2022 2023 a 2025 2026 a 2027Total Não circulante

47.869 38.470 37.587 15.535 15.455 17.788 11.539 184.243

10

Imposto de renda e contribuição social

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

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

Ativos e passivos financeiros setoriais e PIS e COFINS

Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP

Composição

Resultado

Perda Estimada com Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD

PIS e COFINS sobre ativos e passivos financeiros setoriais

Passivo Não circulanteAtivo Não circulante

Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas

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

Patrimônio líquido

Benefício pós-emprego - Outros resultados abrangentes

Além dos valores de dividendos a pagar para sua Controladora (Nota 15), os demais saldos de ativos e passivos, bem como as transações daCompanhia com sua Controladora, profissionais chave da Administração e outras partes relacionadas, que influenciaram o resultado do exercício,são apresentados como segue:

Partes relacionadas

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

O montante em 31 de dezembro de 2016 referia-se a realização dos tributos diferidos sobre os ativos e passivos financeiros setoriais decorrente daamortização e constituição da CVA e dos componentes financeiros do IRT 2016 a 2019. Devido ao recálculo de tais tributos pelo regime decompetência (Nota 4.3) a Companhia não mais apresenta tributos diferidos sobre ativos e passivos setoriais.

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

Resultados tributáveis futuros

O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - EnergiaPaulista Ltda., quando a mesma, na aquisição de ações da EDP São Paulo, contabilizou ágio pago, de acordo com as instruções CVM nºs 319/99 e349/99 e conforme determinação da ANEEL. Está sendo amortizado pela curva entre a expectativa de rentabilidade da exploração e o prazo deconcessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do crédito fiscal de R$5.929 até o ano de 2027 (Nota 13.2.1.2).

O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente aos ativos relativos aos planosprevidenciários do tipo Benefício definido, cuja provisão, em 31 de dezembro de 2001, foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio líquido, dedutívelpor ocasião dos pagamentos mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2028 (Nota 18.1.1.9).

Crédito fiscal do ágio incorporado

24


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

Consumidores e concessionárias (Nota 6)

Ressarcimento por insuficiência de geração

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

Fornecedores (Nota 14)Fo

Suprimento de energia elétricaSup

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

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

Porto do PecémPor

Controle Comum Parcela fixa (*) + Custo variável

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

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

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

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

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



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

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

Uso do sistema de transmissão Us

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

Outros créditos e Outras contas a pagar (Nota 12)Devolução - Prêmio de seguro D

e

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

Convênio de arrecadação

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

Compartilhamento de atividades e alocação de gastos (a)

Com

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

Compartilhamento dos serviços de infraestrutura (b)

Com

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

Opções de ações outorgadas da controladora (Nota 10.2.1)

Opç

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

Prestação de serviços de Eficiência Energética Pre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EDP GRID ED Controle Comum 0,00 25/03/2015 a 31/12/2016 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (1.456) 0,000 - - 347 1.527 106 86 533 451 50 (5.894) 473 0

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

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

As operações com partes relacionadas foram estabelecidas em condições compatíveis com as de mercado.

As garantias recebidas do controlador estão descritas na nota de Garantias (Nota 29.2).

Receitas (Despesas)Ativo Passivo

FinanceirasCirculante Não circulante Circulante Não circulante Operacionais

RelacionamentoPreço praticado

(R$/MWh) Duração

25


10.1

10.2

10.2.1

10.2.2

Diretoria Estatutária

Conselho de Administra-

ção TotalDiretoria

Estatutária

Conselho de Administra-

ção TotalRemuneração (a) 2.384 35 2.419 1.554 35 1.589 Benefícios de curto prazo (b) 165 0,00 165 87 0,00 87 Benefícios - Previdência Privada 40 0,00 40 173 0,00 173

Total 2.589 35 2.624 1.814 35 1.849

10.2.3

Conselho de Adminis-

traçãoDiretoria

Estatutária

Conselho de Adminis-

traçãoDiretoria

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

11

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

Depósitos judiciais 20 0,00 0,00 90.897 74.695

Cauções e depósitos vinculados 229 279 845 793

Total 229 279 91.742 75.488

Os percentuais de rateio devem ser revistos anualmente e, em caso de alterações, os termos aditivos devem ser submetidos à anuência prévia daANEEL.

Remuneração total do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária pagos pela Companhia referente ao exercício findo em 31 dedezembro

Opções de ações outorgadas da controladora

Remuneração individual máxima, mínima e média do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária referente ao exercício findo em31 de dezembro

Não circulante

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

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

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

2017

Os contratos de compartilhamento entre as partes relacionadas são divididos em dois tipos: Contratos de Compartilhamento de Atividades eAlocação de Gastos e Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura. As operações realizadas com as contrapartes informadasabaixo ocorreram no curso normal dos negócios, sem acréscimo de qualquer margem de lucro.

Circulante

a) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos: A partir de 1º de janeiro de 2017, a EDP - Energias do Brasil,controladora da Companhia, é responsável pela contratação do novo Contrato de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos quecontemplam as atividades das áreas corporativas. O contrato foi anuído pela ANEEL por meio do Despacho nº 3.278, publicado em 23 de dezembrode 2016, e aprova o compartilhamento de recursos humanos entre a EDP - Energias do Brasil e as partes relacionadas EDP São Paulo, EDP EspíritoSanto, EDP Comercializadora, Energest, Investco, Lajeado, Santa Fé, EDP PCH e Porto do Pecém. O novo contrato tem data de vigência a partir de 1º de janeiro de 2017, com prazo de vigência de 12 meses, e foi implementado utilizando o critérioregulatório definido na Resolução Normativa ANEEL nº 699/16. O novo critério aloca os gastos com pessoal de maneira proporcional ao AtivoImobilizado Bruto (AIB), ponderada por um fator definido para cada segmento (transmissão, distribuição e geração), excluídos os gastos da holding e da comercializadora, que são compartilhados de forma preditiva.

b) Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura: O instrumento tem por objetivo o rateio dos gastos com a locação do imóvel,gastos condominiais e gastos de telecomunicações da sede da holding EDP - Energias do Brasil em São Paulo, onde a Companhia possui instaladasua matriz. Em 16 de janeiro de 2015 o Grupo EDP - Energias do Brasil solicitou à ANEEL anuência para firmar o “Contrato de Cessão de Espaço eCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura” nas localidades: (i) Sede em São Paulo – SP, tendo como Contratada a EDP - Energias do Brasil eContratantes a EDP Espírito Santo, EDP São Paulo e Energest; e (ii) Centro Operativo em Carapina – ES, tendo como Contratada a EDP EspíritoSanto e Contratantes a Energest, EnerPrev, Santa Fé, EDP GRID, Cachoeira Caldeirão, ECE Participações e Investco.

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

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

Considerando a proximidade do fim da vigência do contrato supracitado, em 22 de novembro de 2017 foi protocolado pedido de anuência préviajunto à ANEEL para o novo Contrato de Compartilhamento de Recursos Humanos a ser pactuado entre as mesmas partes relacionadas jáparticipantes. Tal contrato possuirá vigência para os períodos de 2018 e 2019 e, atualmente, encontra-se em análise pela ANEEL.

Em 26 de janeiro de 2016 foi emitida a Resolução Normativa ANEEL nº 699 que apresentou novos critérios para os atos jurídicos entre partesrelacionadas. Considerando a publicação da referida Resolução, que revogou a Resolução Normativa ANEEL nº 334/08, o Contrato deCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura poderá sofrer alterações quando da sua renovação.

A outorga das ações serão concedidas quando do cumprimento de determinadas condicionantes no prazo estimado de 3 ou 5 anos a partir do iníciode cada plano.

2016

Em relação à Opções de ações outorgadas da controladora (Nota 10.2.1), o montante relativo à diretores estatutários da Companhia, estimado noresultado de 2017, é de R$85. Os montantes estimados apenas serão considerados como remuneração da diretoria estatutária neste quadro quandoda efetiva outorga das ações da controladora.

2017 2016

Cauções e depósitos vinculados

26


12

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

Outros créditos - AtivoAdiantamentos 3.947 6.732 0,00 0,00Descontos tarifários 12.1 25.775 13.932 0,00 0,00Modicidade tarifária - baixa renda 12.2 0,00 0,00 8.055 8.055 Bens destinados à alienação 933 933 0,00 0,00Serviços em curso 839 583 0,00 0,00Serviços prestados a terceiros 10.069 15.395 947 2.036 Ressarcimento de custos – CDE 19 18.343 10.581 0,00 0,00Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 0,00 0,00 347 1.527

Estoques 12.3 7.909 3.667 0,00 0,00

Outros 6.154 942 5.176 2 Total 73.969 52.765 14.525 11.620

Outras contas a pagar - PassivoAdiantamentos recebidos - alienação de bens e direitos 1.084 2.255 0,00 0,00

Contribuição de iluminação pública 12.4 7.518 9.807 0,00 0,00

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

Folha de pagamento 1.971 2.128 0,00 0,00

Modicidade tarifária - baixa renda 12.2 502 551 9.810 9.810

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

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

Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 106 86 533 451

Obrigações sociais e trabalhistas 12.5 28.840 27.318 0,00 0,00

Reserva para reversão e amortização 12.6 0,00 0,00 17.248 17.248

Outros 10.411 10.111 0,00 0,00Total 70.658 71.773 27.591 27.509

12.1

Resolução Homologatória Valor mensal

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

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

Saldo em 31/12/2016

Descontos tarifários

Ressarcimen-to

Compensa-ção CDE

Saldo em 31/12/2017

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

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

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

Subsídio Rural 2.059 9.250 (5.679) (2.765) 2.865

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

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

Subsídio Distribuição - TUSD fio B 2.062 3.897 (4.378) (2.254) (673) 13.932 101.008 (61.292) (27.873) 25.775

12.2

12.3

12.4

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

Contribuição de iluminação pública

Até abril de 2017, a responsabilidade pela administração dos recursos da CDE e os respectivos repasses era da Eletrobras. Por meio da Lei nº13.360/16, a partir de maio de 2017, a gestão e o repasse dos recursos passou a ser de responsabilidade da CCEE.

Descontos tarifáriosRefere-se a descontos aplicados a clientes nas tarifas de unidades consumidoras, conforme regulamentação da ANEEL, por meio de resoluçõesespecíficas. Os descontos são aplicados de acordo com a classificação da atividade de cada unidade consumidora e procuram contemplarresidências de famílias com baixa renda inscritas no Cadastro Único do Governo Federal, estímulo à melhoria da produção agrícola, assim comodescontos para serviços públicos essenciais, como é o caso das unidades de água, esgoto e saneamento.Ao mesmo tempo em que determina o percentual de desconto a ser aplicado nos faturamentos mensais das unidades consumidoras, aregulamentação também estabelece o direito da Companhia de ser ressarcida dos respectivos montantes por meio do mecanismo da subvençãoeconômica, com recursos originários da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme Lei nº 10.438/02.

A ANEEL homologou os valores a serem repassados para a Companhia, por meio das seguintes Resoluções Homologatórias:

Competências

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

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

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

Outros créditos - Ativo e Outras contas a pagar – Passivo

Circulante Não circulante

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

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

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

Estoques

Segue abaixo a composição dos descontos tarifários:

Modicidade tarifária - baixa renda

27


12.5

12.6

13

13.1

Saldo em 31/12/2016

Saldo em 31/12/2017

Ativo financeiro indenizável 626.138 104.475 10.216 (4.755) 736.074

626.138 104.475 10.216 (4.755) 736.074

13.2

O Ativo financeiro indenizável é ajustado: (i) por atualização do IPCA de acordo com a Resolução Normativa nº 686/15; e (ii) por adições e baixas devalores itens da infraestrutura conforme regulamentação da ANEEL.

Estes ativos serão reversíveis ao Poder Concedente no final da concessão e os efeitos da mensuração a valor justo são reconhecidos diretamenteno resultado do exercício.

Nesse sentido, a avaliação é validada mediante fiscalização da ANEEL e ocorre a partir de inspeções em campo da infraestrutura da concessão,seguindo metodologia e critérios de avaliação de bens, considerados elegíveis, das concessionárias do serviço público de distribuição de energiaelétrica, com o objetivo de restabelecer o nível eficiente dos custos operacionais e da base de remuneração regulatória das concessionárias.

Intangível

• Modelo bifurcadoEste modelo aplica-se quando a concessão inclui, simultaneamente, compromissos de remuneração garantidos pelo concedente e compromissos deremuneração dependentes do nível de utilização das infraestruturas da concessão, cobrados dos usuários.

Este modelo é aplicável quando o concessionário tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias independentemente donível de utilização da infraestrutura da concessão.

Os ativos intangíveis estão mensurados pelo custo total de aquisição/construção deduzidos da amortização acumulada. A amortização é reconhecidano resultado baseando-se no método linear de acordo com a vida útil dos ativos, já que esse método é o que melhor reflete o padrão de consumo debenefícios econômicos futuros incorporados no ativo.

O CPC emitiu em 2009 com alterações posteriores, a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão. Esta interpretação foi aprovadapela Deliberação CVM nº 677/11.

Obrigações sociais e trabalhistas

De acordo com a ICPC 01 (R1), os ativos da infraestrutura enquadrados nesta interpretação não podem ser reconhecidos como ativo imobilizadouma vez que se considera que o concessionário não controla os ativos subjacentes, sendo reconhecidos de acordo com um dos modelos contábeisprevistos na interpretação, dependendo do tipo de compromisso de remuneração do concessionário assumido junto ao concedente, que são omodelo do ativo financeiro, do ativo intangível e o bifurcado.

Referem-se aos montantes de provisão e gratificação de férias, provisão de participação nos lucros e resultados e seus respectivos INSS e FGTS.

Ativo financeiro indenizável e Intangível

A movimentação no exercício é a seguinte:

A Companhia apresenta saldo no ativo não circulante referente a crédito a receber do Poder Concedente ao final da concessão, a título deindenização pelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da prestação de serviços outorgados, originados da bifurcação requeridapelo ICPC 01 (R1). Estes ativos financeiros são avaliados a valor justo com base no Valor Novo de Reposição - VNR dos ativos vinculados àconcessão, revisado a cada quatro anos por meio do laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR, conforme estabelecido noContrato de concessão.

Ativo financeiro indenizável

Devido a implementação da ICPC 01 (R1), os ativos de infraestrutura de distribuição foram bifurcados da seguinte forma: (i) Ativo financeiroindenizável (Nota 13.1) - composto pela parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados até o final do contrato de concessão, e que serão objeto de indenização pelo Poder Concedente; e (ii) Intangível (Nota 13.2) - compreendendo o direito ao uso, durante o período da concessão,da infraestrutura construída ou adquirida pela Companhia e, consequentemente, ao direito de cobrar dos usuários pelos serviços prestados defornecimento de energia elétrica ao longo do contrato de concessão.De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os ativos de infraestrutura utilizados na distribuição são vinculados a esses serviços, nãopodendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.

A ICPC 01 (R1) é aplicável aos contratos de concessão público-privado nos quais a entidade pública controla ou regula os serviços prestados, comqual infraestrutura, a que preço e para quem deve ser prestado o serviço e, além disso, detém a titularidade dessa infraestrutura. Desta forma, estainterpretação é aplicável ao Contrato de Concessão da Companhia.

• Modelo do ativo financeiro

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

Este modelo é aplicável quando o concessionário, no âmbito da concessão, é remunerado em função do grau de utilização da infraestrutura pelosusuários por meio da prestação de serviço.

Reserva para reversão e amortização

• Modelo do ativo intangível

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

Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico e na Deliberação CVM nº 672/11, que aprova opronunciamento técnico CPC 20 (R1), os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no intangívelem curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras. A taxa média mensal aplicada no exercício para determinar omontante dos encargos financeiros passíveis de capitalização foi de 1,7629%, que representa a taxa efetiva do empréstimo conforme regrasprevistas do PRORET submódulo 2.4. e Resolução Normativa ANEEL nº 648/15.

Transferência do ativo

intangível Valor justo Baixas

Como a Companhia é remunerada: (i) pelo Poder Concedente, no tocante ao valor residual da infraestrutura ao final do contrato de concessão; e (ii)pelos usuários, pela parte que lhes cabe dos serviços de construção e pela prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica, então, aplica-seo modelo bifurcado.

28


13.2.1

Nota

Taxas anuais médias de

amortização %

Custo histórico

Amortização acumulada Valor líquido

Taxas anuais médias de

amortização %

Custo histórico

Amortização acumulada Valor líquido

Direito de concessão - Infraestrutura 13.2.1.1

Em serviço 4,53 2.282.056 (1.454.732) 827.324 4,09 2.200.217 (1.390.509) 809.708

Em curso 0,00 183.964 0,00 183.964 0,00 150.543 0,00 150.543

Atividades não vinculadas à concessão 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

13.2.1.2 4,00 460.584 (286.216) 174.368 4,00 460.584 (267.820) 192.764

(-) Provisão para manutenção de dividendos 4,00 (460.584) 286.216 (174.368) 4,00 (460.584) 267.820 (192.764)

2.466.020 (1.454.732) 1.011.288 2.350.760 (1.390.509) 960.251

13.2.1.1

13.2.1.1.1

31/12/2017 31/12/2016Direito de concessão - Infraestrutura

Edificações, obras civis e benfeitorias 16.096 15.895 Máquinas e equipamentos 480.462 431.828 Veículos 14.929 16.870 Móveis e utensílios 3.252 2.667 Outros 141.319 135.341

Total 656.058 602.601

13.2.1.2

13.2.2

Valor líquido Valor líquido 31/12/2016 31/12/2017

Intangível em serviço

Direito de concessão - Infraestrutura 809.708 0 0 238.329 (104.475) (97.147) (19.091) 827.324

Total do Intangível em serviço 809.708 - - 238.329 (104.475) (97.147) (19.091) - 827.324 Intangível em curso 809.708 0 0 238.329 (104.475) (97.147) (19.091) (19.091) 827.324 Direito de concessão - Infraestrutura 150.543 265.588 4.154 (238.329) 0 0 (1.715) 3.723 183.964

Total do Intangível em curso 150.543 265.588 4.154 (238.329) - - (1.715) 3.723 183.964 Total Intangível 960.251 265.588 4.154 - (104.475) (97.147) (20.806) 3.723 1.011.288

13.2.2.1

13.3

31/12/2017 31/12/2016BRR Homologada em 20 de outubro de 2015 1.667.444 1.667.444

BAR Homologada em 20 de outubro de 2015 75.105 75.105

Movimentações de base (219.781) (116.448)

Investimento Incremental 530.525 292.196

Bases Regulatórias 2.053.293 1.918.297

Ativo financeiro indenizável 736.074 626.138

Intangível em serviço 827.324 809.708

Total do Balanço patrimonial 1.563.398 1.435.846

VNR do Intangível não registrado 489.895 482.451

Ágio na Incorporação de sociedade controladora

Baixas

O montante de R$489.895 não registrado no Balanço patrimonial é decorrente do fato da ANEEL avaliar os ativos a VNR e o saldo apresentado nasdemonstrações financeiras estar mensurado pelo custo de aquisição/construção, deduzido de amortização acumulada.

Transf. para ativo

financeiro indenizável

Bens totalmente amortizados

O saldo líquido do ativo intangível compreende itens que encontram-se totalmente amortizados. O custo histórico destes itens está demonstradoabaixo:

Ingressos (Nota

13.2.2.1)

Ingressos

Direitos de Concessão - Infraestrutura

Os itens totalmente depreciados são deduzidos da BRR, ou seja, no momento da apuração dos valores relativos à infraestrutura que irão compor atarifa de energia a ser cobrada dos consumidores, é considerado o total do ativo bruto em serviço deduzido da amortização acumulada e incluindo osbens totalmente amortizados.

Conciliação dos saldos entre Ativo financeiro indenizável e Ativo Intangível comparados à BRR

A constituição da provisão para manutenção dos dividendos visa ajustar o valor do ágio pago ao valor do benefício fiscal esperado por suaamortização e, consequentemente, ajustar o fluxo de dividendos futuros da Companhia, para que este não seja afetado negativamente pela despesaincorrida na amortização contábil do ágio.A provisão tem o objetivo de reduzir o valor do ágio ao seu montante líquido (representativo do efetivo benefício fiscal), parcela que possuisubstância econômica que lhe permite ser considerada um ativo da Companhia em contrapartida da Reserva Especial de Ágio, no Patrimônio líquido(Nota 21.3).

Referem-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de energia elétrica epelo uso de infraestrutura, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1). Estão registrados ao seu valor de custo acrescido de encargosfinanceiros, quando aplicável.

Ágio - Incorporação de sociedade controladora

Movimentação do intangível

Refere-se à parcela cindida do ágio incorporado decorrente da aquisição de ações, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº319/99 e nº 349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e oprazo de concessão da Companhia. Consequentemente ao registro, foi reconhecido um crédito fiscal (Nota 9.2.1.3).

Reclassifica-çãoAmortizações

Transf. para intangível em

serviçoJuros

capitalizados

A amortização é registrada com base na vida útil estimada de cada bem, limitada ao prazo final da concessão. As taxas de amortização utilizadassão as determinadas pela ANEEL, responsável por estabelecer a vida útil dos ativos de distribuição do setor elétrico, e estão previstas no Manual deControle Patrimonial do Setor Elétrico.

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

31/12/2017 31/12/2016

Composição do intangível

29


14 Não

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

Suprimento de energia elétrica 14.1 263.386 219.189 0,00

Energia livre 14.2 54.443 49.534 0,00

Encargos de uso da rede elétrica 14.3 74.569 24.815 0,00

Operações CCEE 14.4 123.725 15.141 0,00

Materiais e serviços 58.884 64.470 0,00

Total 575.007 373.149 -

14.1

14.2

14.3

14.4

15

Passivo 31/12/2016 31/12/2017

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

55.888 68.602 55.780 (55.888) (68.602) 55.780

Segue abaixo a movimentação do saldo de dividendos no exercício:

Em AGE realizada em 26 de dezembro de 2017, a Companhia deliberou sobre a reversão de parte dos dividendos declarados na AGO, realizada em11 de abril de 2017, no montante de R$68.602 para rubrica de Reserva de retenção de lucros (Nota 21.3.1). Esta reversão teve como finalidade agarantia dos investimentos a serem realizados no exercício de 2018, conforme proposta de orçamento de capital.

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

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

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

No Despacho ANEEL nº 2.517/10, foi divulgado o valor a ser liquidado entre os agentes de distribuição e geração, atualizados pela taxa SELICmensal. Tal liquidação deveria ter ocorrido até 30 de setembro de 2010. Com o objetivo de suspender o referido ato, a Associação Brasileira deDistribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE, representando as distribuidoras do país, dentre elas a Companhia, impetrou Mandado de Segurança(Processo nº 91.2010.4.01.3400 - 15ª Vara Federal do Distrito Federal) com pedido de liminar que foi concedido.

Fornecedores

Circulante

Dividendos adicionais

Suprimento de energia elétrica

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

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

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

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

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

Operações CCEE

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

O passivo é atualizado mensalmente pela variação da taxa SELIC, tendo sido registrado no exercício de 2017 o valor de R$4.909 (R$6.113 em 2016)em contrapartida a despesa financeira.

A ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 387/09, alterou a metodologia de amortização dos saldos de Perda de Receita e Energia Livrepassando a iniciar concomitantemente a partir de janeiro de 2002, limitada ao prazo máximo definido na Resolução ANEEL nº 1/04.

Energia livre

A variação do exercício é decorrente do aumento do repasse dos encargos de uso da rede elétrica relativos à indenização das transmissoras,conforme mencionado na nota 4.4. O montante adicional que está sendo repassado às transmissoras é decorrente do processo de redução tarifáriade 20%, ocorrida no ano de 2013, onde as empresas de transmissão, mediante negociação com o Governo Federal, concordaram que deixariam deser remuneradas por meio da tarifa, recebendo em troca uma indenização. Como esta indenização não foi efetivada pelo Governo Federal, osreferidos custos foram incluídos no processo tarifário das distribuidoras, tendo a Companhia apresentado o reflexo nos valores a pagar de encargosde uso da rede elétrica.

JSCP Pagamentos Reversão

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

Encargos de uso da rede elétrica

30


1616.1

Agente fiduciário Tipo de emissãoQuantidade de

títulos

Valor nominal unitário Valor total

Data da emissão

Vigência do contrato Finalidade

Custo da dívida Forma de pagamento Circulante Circulante

Não circulante Circulante Circulante

Não circulante

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários3

Instrução CVM nº 476/09

300 1.000 300.000 5ª emissão em

30/04/2014 30/04/2014 a 30/04/2019

Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro.

CDI + 1,39% a.a.

Principal semestral a partir de abril/2017 e

juros semestral 1.475 72.000 36.000 109.475 101 72.000 108.000 180.101

(-) Custos de emissão

(-) Custos de emissão60,00 0,00 0,00 (2.413) 0,00

30/04/2014 a 30/04/2019

0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 (262) (40) (302) 0,00 0,00 (806) (806)

Planner Trustee Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda. Planner Trustee Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda.3


10.000 10 100.000 6ª emissão em

05/02/2016 05/02/2016 a 05/02/2020

Alongamento da dívida e capital de giro.

CDI + 2,30% a.a.

Principal semestral a partir de 05/02/2018 e

juros semestral 0,00 0,00 0,00 - 6.341 0,00 100.000 106.341



05/02/2016 a 05/02/2020

0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 0,00 - 0,00 0,00 (847) (847)

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários4


15.000 10 150.000 7ª emissão em

07/04/2017 07/04/2017 a 07/04/2022


108,75% do CDI a.a.

Principal semestral a partir de abril/2020 e

juros semestral 2.569 0,00 150.000 152.569 0,00 0,00 0,00 -



07/04/2017 a 07/04/2022

0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 (858) (858) 0,00 0,00 0,00 -

Planner Trustee Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda. Planner Trustee Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda.4


10.000 10 100.000 8ª emissão em

20/12/2017 20/12/2017 a 20/01/2021


107,50% do CDI a.a.

Principal anual a partir de janeiro/2020 e juros

semestral. 57 0,00 100.000 100.057 0,00 0,00 0,00 -

(-) Custos de emissão(-) Custos de emissão9

0,00 0,00 0,00 (1.317) 0,00 20/12/2017 a 20/01/2021

0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 (457) (726) (1.183) 0,00 0,00 0,00 -

Total Total1 4.101 71.281 284.376 359.758 6.442 # 72.000 206.347 284.789

As debêntures estão demonstradas pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva.As debêntures não possuem garantias.

Debêntures

31/12/2017

Total

Encargos

Total

31/12/2016

Composição do saldo de Debêntures

Encargos Principal Principal

31


16.2

Saldo em 31/12/2016 Ingressos

Pagamen-tos

Juros provisiona-

dosTransferên-

cias

Amortiza-ção do

custo de transação

Saldo em 31/12/2017

Circulante

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

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

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

78.442 (457) (214.563) 40.222 170.194 1.544 75.382

Não circulante

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

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

206.347 248.223 - - (170.194) - 284.376

16.3

Circulante2018 75.382

75.382

Não circulante2019 34.984 2020 109.536 2021 109.869 2022 29.987

284.376

Total 359.758

• Específicas para a 7ª emissão:

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

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

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

(iii) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Emissora estiver em descumprimento com qualquer obrigaçãopecuniária prevista na Escritura de Emissão, no Contrato de Distribuição e/ou nos demais documentos da Oferta.

(i) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela Emissora no prazo legal;

• Específicas para a 7ª e 8ª emissão:

(ii) falta de pagamento, pela Emissora de qualquer obrigação pecuniária relativa às Debêntures e/ou à Escritura de Emissão na respectivadata de pagamento prevista na Escritura, não sanado no prazo de 2 dias úteis contados da data do respectivo vencimento;

(i) declaração de vencimento antecipado de qualquer obrigação pecuniária da Emissora no mercado local ou internacional, nos termos deum ou mais instrumentos financeiros, em montante superior a R$75.000 ou seu equivalente em outras moedas.

(i) celebração de contratos de mútuo pela Emissora, na qualidade de mutuante, sem prévia e expressa anuência dos Debenturistas querepresentem, no mínimo, 2/3 das Debêntures em Circulação, com quaisquer sociedades nacionais ou estrangeiras, integrantes do seu grupo econômico, em valor individual ou agregado superior a R$100.000, ou o seu equivalente em outras moedas;

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

(ii) transformação da Emissora em sociedade limitada; e

Movimentação das debêntures

Vencimento

• Para todas as emissões:(i) decretação de falência da Emissora, pedido de recuperação judicial ou extrajudicial ou autofalência formulado pela Emissora;

• Específicas para a 8ª emissão:

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

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

(iii) recebimento de notificação, pela Emissora, de sentença final transitada em julgado de natureza condenatória em ação judicial cujo valor,individualmente, seja superior a R$75.000, desde que tal sentença possa colocar em risco o fiel cumprimento das obrigações assumidaspela Emissora.

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

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

Vencimento das parcelas

32


1717.1

Valor contratado

Data da contratação

Valor liberado

Vigência do contrato Finalidade Covenants Custo da dívida Forma de pagamento Garantias Circulante

Não circulante Circulante

Não circulante Circulante Circulante

Não circulante

Moeda nacional

Banco Citibank - Cédula de Câmbio Banco Citibank - Cédula de Câmbio1 150.000 29/05/2015 150.000 29/05/2015 a

29/05/2019 Alongamento da dívida e

financiamento de capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

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

Principal anual a partir de maio/2018 e Juros

trimestrais Nota Promissória 1.027 - 75.000 75.000 151.027 1.953 - 150.000 151.953

Eletrobras Reluz - ECF 2779/09 Eletrobras Reluz - ECF 2779/091 3.517 18/03/2010 2.651 30/08/2012 a

30/07/2017 Programa Reluz - Município de

Guaratinguetá/SP -

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

Principal e Juros mensais

a. Notas Promissórias;b. Garantia em recebíveis.

- - - - - 23 320 - 343

Eletrobras Reluz - ECF 2800/09 Eletrobras Reluz - ECF 2800/091 3.392 27/05/2010 2.506 30/07/2012 a

30/07/2017 Programa Reluz - Município de Mogi

das Cruzes/SP -

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



- - - - - 24 306 - 330

Eletrobras LPT - ECFS 184/07 Eletrobras LPT - ECFS 184/071 12.359 25/06/2007 11.015 30/11/2009 a

30/10/2019 Programa Luz para Todos -

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



- - 1.423 1.095 2.518 - 1.204 2.518 3.722

BNDES - BB/CALC BNDES - BB/CALC1 200.369 29/01/2009 141.271 17/02/2010 a

17/06/2019

Programas de investimentos nos segmentos de geração, distribuição e

transmissão de energia elétrica.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(ii) menor ou igual a 3,5.

4,5% a.a. e de 1,81% a 3,32% a.a. acima da

TJLP


a. Garantia Corporativa da EDP Energias do Brasil; b. Depósito caucionado.

27 - 4.835 2.417 7.279 71 12.842 7.174 20.087

BNDES - FINEM BNDES - FINEM1 296.785 28/12/2014 253.076 28/12/2014 a

16/12/2024 Programa de investimentos de 2013

a 2015

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(ii) menor ou igual a 3,5.

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

6,00% a.a.

Principal mensal com juros no período de

carência trimestral, após segue mensal. Principal e

juros anuais. (iv)

a. Depósitos caucionados; b. Fiança Corporativa da EDP Energias do Brasil.

4.704 - 40.146 176.772 221.622 17.858 39.407 213.371 270.636

(-) Custo de transação (-) Custo de transação1 - 28/12/2014 (1.134) 28/12/2014 a

16/12/2024 - - - - - - - (210) (616) (826) - - (318) (318)

Notas Promissórias (4ª Emissão) Notas Promissórias (4ª Emissão)1 130.000 19/07/2017 130.000 19/07/2017 a



Dívida líquida em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

107,5% do CDI Principal e Juros em parcela única no final

- - 4.962 - 130.000 134.962 - - - -

(-) Custo de transação (-) Custo de transação2 - 19/07/2017 (90) 19/07/2017 a

19/07/2019 - - - - - - - - (68) (68) - - - -

BNDES - FINEM / Nº 17.2.0295.1 BNDES - FINEM / Nº 17.2.0295.11 399.733 05/09/2017 122.000 05/09/2017 a

15/06/2025 Programa de investimentos no triênio

de 2016 a 2018

Dívida líquida em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

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

a)Principal mensal com juros no período de

carência trimestral, após segue mensal; b)Principal

e juros anuais.

a. Cessão fiduciária de no mínimo 130% do valor do

saldo devedor;b. Garantia Corporativa da EDP Energias do Brasil.

904 - - 122.190 123.094 - - - -

(-) Custo de transação (-) Custo de transação3 - 05/09/2017 (1.686) 05/09/2017 a

15/06/2025 - - - - - - - - (3.378) (3.378) - - - -

Total Total1 6.662 4.962 121.194 503.412 636.230 19.929 54.079 372.745 446.753 Moeda estrangeira Moeda estrangeira1

Banco Citibank - Cédula de Crédito Bancário

Banco Citibank - Cédula de Crédito Bancário1 USD 20.259 04/09/2015 USD

20.259 04/09/2015 a



Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

Libor 3M + 1,84% a.a. Principal anual a partir de

setembro/2018 e Juros trimestrais

Nota Promissória 196 - 33.722 33.721 67.639 156 - 67.459 67.615

Total Total2 196 - 33.722 33.721 67.639 156 - 67.459 67.615 Derivativos Derivativos1

Banco Citibank Banco Citibank1 - 04/09/2015 - 04/09/2015 a

04/09/2019 Hedge frente ao financiamento do

Banco Citibank -

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

a.a.

Conforme fluxo de amortização de principal e juros da dívida protegida.

- 229 - - 6.499 6.728 638 - 9.284 9.922

Total Total3 229 - - 6.499 6.728 638 - 9.284 9.922 Total Total4 7.087 4.962 154.916 543.632 710.597 20.723 54.079 449.488 524.290

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

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

(iii) Equivalerá ao resultado da interpolação linear das taxas internas de retorno observadas no mercado secundário das Notas do Tesouro Nacional Série B (NTN-B); e

(iv) Os subcréditos A, C, E e F possuem juros e amortizações mensais, e os subcréditos B e D possuem juros e amortizações anuais.

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

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidasComposição do saldo de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

Total

Principal

Total

Encargos Principal31/12/201631/12/2017

Encargos

33


17.2

CirculantePrincipal 54.079 0,00 (54.574) 0,00 152.967 213 0,00 2.441 155.126 Juros 20.085 0,00 (54.197) 40.604 0,00 0,00 0,00 366 6.858 Custo de transação - 0,00 0,00 0,00 (544) 0,00 334 0,00 (210) Swap 638 0,00 (6.187) 5.783 0,00 0,00 0,00 (5) 229

74.802 - (114.958) 46.387 152.423 213 334 2.802 162.003

Não circulantePrincipal 440.522 252.708 0,00 0,00 (152.967) (1.218) 0,00 2.150 541.195

Juros - 0,00 0,00 4.962 0,00 0,00 0,00 0,00 4.962 Custo de transação (318) (4.288) 0,00 0,00 544 0,00 0,00 0,00 (4.062) Swap 9.284 0,00 0,00 0,00 0,00 (1.795) 0,00 (990) 6.499

449.488 248.420 - 4.962 (152.423) (3.013) - 1.160 548.594

17.3

Vencimento Nacional Estrangeira Derivativos Total

Circulante

127.856 33.918 229 162.003

127.856 33.918 229 162.003

Não circulante

259.405 33.721 6.499 299.625

59.710 0,00 0,00 59.710

59.845 0,00 0,00 59.845

53.480 0,00 0,00 53.480

75.934 0,00 0,00 75.934

508.374 33.721 6.499 548.594

Total 636.230 67.639 6.728 710.597

18

Não Circulante

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

PSAP Bandeirante 18.1.1 7.948 0,00 19.447

Contribuição definida 18.1.2 0,00 1.016 0,00

7.948 1.016 19.447

18.1

18.1.1

(ii) Plano PSAP Bandeirante – Grupos de Custeio BD e CV:

Pagamentos

Benefícios pós-emprego

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

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

(i) Plano PSAP Bandeirante – Grupo de Custeio BSPS: Corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados, calculados com base no tempode serviço até março de 1998, enquanto esteve vigente. Possui a característica do tipo Benefício definido, que concede Benefício saldado, na formade renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo deserviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pelacobertura das insuficiências atuariais desse plano, apuradas pelo atuário da EnerPrev, é da Companhia; e

• Grupo de Custeio BD - vigente após 31 de março de 1998: Plano do tipo Benefício definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão,relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aosúltimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviçopassado (inclusive o acumulado até 31 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 demarço de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano, apuradas pelo atuário da EnerPrev, é paritária entre aCompanhia e os participantes.

As obrigações dos planos do tipo Contribuição definida são reconhecidas como despesa de pessoal no resultado do exercício em que os serviçossão prestados.

• Grupo de Custeio CV: Implantado junto com a modalidade BD vigente após 31 de março de 1998 que, até a concessão da renda (vitalícia oufinanceira), reversível (ou não) em pensão, é do tipo Contribuição variável, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia.Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício definido e,portanto, passa a gerar responsabilidade atuarial à Companhia. O participante pode escolher também a opção de renda financeira, não gerando,neste caso, responsabilidade atuarial para a Companhia. A Companhia contribuiu para este plano no exercício o montante de R$2.889 (R$1.471 em2016).

Vencimento das parcelas

IngressosSaldo em 31/12/2017

Variação monetária e

cambial

2023 até 2025

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

2021

Movimentação dos empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

Planos de suplementação de aposentadoria e pensão

Planos de Benefício definido e Contribuição variável

2019

2020

2022

Saldo em 31/12/2016

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

Circulante

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

Tipo de moeda

Para os casos em que o plano se torne superavitário e exista a necessidade de reconhecimento de um ativo, tal reconhecimento é limitado ao valorpresente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou reduções futuras nas contribuições ao plano, conforme legislaçãovigente e regulamento do plano.

Amortização do custo de transação

Ajuste a valor de mercado

Transferên-cias

Juros provisio-nados

2018

34


18.1.1.1

18.1.1.2

Nota

Valor presente das obrigações

do plano

Valor justo dos ativos do

plano

Restrições de reconheci-mento do

ativo(submassa

BD)Passivo líquido

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

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

Custo dos juros 24 (85.249) 95.579 (9.525) 805

Ganhos/(perdas) atuariais reconhecidos no PL 21.4 (34.388) 7.578 (11.003) (37.813)

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

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

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

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

18.1.1.3

PSAP Circulante

48.562 48.562

Não circulante

51.549

54.549

58.043

61.262

360.376 585.779

Total 634.341

18.1.1.4

2017 2016

Custo do serviçoCusto do serviço corrente 1.199 2.653

Custo dos juros (805) (3.310)

Contribuições esperadas dos empregados (3.963) (3.360)

(3.569) (4.017)

(7.578) (77.706)

(413) 0,00

(31.651) 24.114

66.452 38.644

11.003 60.128

37.813 45.180

34.244 41.163

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

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos no resultado

Despesas líquidas

Vencimento

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

Vencimentos dos planos de benefício

2018

2019

2020

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

Os efeitos da revisão das avaliações atuariais reconhecidos no resultado e em outros resultados abrangentes, ambos em contrapartida a rubrica deBenefícios pós-emprego são os seguintes:

Avaliação atuarial

As contribuições da Companhia esperadas para este plano para o exercício de 2018 são de R$11.445.

O saldo de perda atuarial em 31 de dezembro de 2017, líquido de Imposto de renda e Contribuição social, é de R$71.002 (perda atuarial deR$46.045 em 31 de dezembro de 2016) (Nota 21.4).

Com base neste conceito, a avaliação atuarial de 31 de dezembro de 2017 identificou que cada grupo de custeio do plano PSAP Bandeirante (BSPS,BD e CV) representaria uma submassa no plano e, por sua vez, deveriam ser controlados de forma segregada. Até 31 de dezembro de 2016, a avaliação atuarial levava em consideração o valor justo dos ativos e o valor presente das obrigações do plano deforma agregada, ou seja, considerando os três grupos de custeio. Na ocasião, a soma da posição atuarial dos três grupos de custeio apresentava-sesuperavitária, isentando a Companhia de qualquer provisão em relação ao plano.

Conciliação dos ativos e passivos atuariais

A partir de 2017, a avaliação atuarial passou a avaliar os ativos e as obrigações de forma segregada por grupo de custeio resultando em umaposição superavitária para a submassa de custeio BD no montante de R$3.145 e uma posição deficitária para as submassas de custeio CV e BSPSno montante de R$460 e R$30.080, respectivamente, resultando em um montante líquido deficitário de R$27.395 (Nota 18.1.1.9).

A perda atuarial de R$27.395 no valor presente das obrigações, apurado na avaliação atuarial efetuada em 31 de dezembro de 2017, foi decorrente,principalmente, de redução na taxa de desconto.

Uma série de premissas podem ter sua realização diferente do calculado na avaliação atuarial devido a fatores como mudanças nas premissaseconômicas ou demográficas e mudanças nas disposições dos planos ou da legislação aplicável a planos de previdência.

As obrigações dos planos são calculadas usando uma taxa de desconto que é estabelecida com base na rentabilidade de títulos do governo do tipoNTN-B. Desta forma, caso a rentabilidade dos ativos dos planos seja diferente da rentabilidade da NTN-B, haverá um ganho ou perda atuarialaumentando ou diminuindo o déficit/superávit atuarial destes benefícios.

2021

2022

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência

As práticas de investimento dos planos se pautam pela busca e manutenção de ativos líquidos e dotados de rentabilidade necessária para cumprirestas obrigações no curto, médio e longo prazo, mantendo um equilíbrio entre os ativos e os compromissos do passivo com o objetivo de gerar umaliquidez compatível com o crescimento e a proteção do capital, visando garantir o equilíbrio de longo prazo entre os ativos e as necessidades ditadaspelos fluxos atuariais futuros.Foi publicada em 21 de fevereiro de 2017 a Resolução nº 24 da PREVIC que dispõe sobre o reconhecimento de submassas nos planos debenefícios. De acordo com a referida resolução, caracteriza-se como submassa um grupo de participantes ou assistidos vinculados a um plano debenefícios e que tenham identidade de direitos e obrigações homogêneos entre si, porém heterogêneos em relação aos demais participantes eassistidos do mesmo plano.

2023 a 2027

Total

Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido

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

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos em outros resultados abrangentes

35


18.1.1.5

Classe de ativoMercado

ativo 2017 2016

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

Ações Cotado 20,66% 17,87%

Imóveis Cotado 0,24% 0,21%

Outros Não cotado 0,85% 0,98%

Total 100,00% 100,00%

18.1.1.6

2017 2016

Participantes ativos 453 487

Participantes assistidos 0,00 0,00

Com benefícios diferidos 94 70

Aposentados e pensionistas 838 851

932 921

Total 1.385 1.408

18.1.1.7

Análise de sensibilidadeObrigações

do plano

Pressupostos centrais 803.176

Taxa de desconto 0,00

Aumento na taxa de desconto em 0,5% 759.301

Redução na taxa de desconto em 0,5% 851.566 0,00

Mortalidade 0,00

813.211

18.1.1.8

Econômicas

Taxa de desconto - nominal

Crescimentos salariais futuros

Crescimento dos planos de benefícios

Inflação

Demográficas

Tábua de mortalidade

Tábua de mortalidade de inválidos

Tábua de entrada em invalidez

18.1.1.9

31/12/2017 31/12/2016

Valor presente das obrigações do plano (806.432) (732.466)

Valor justo dos ativos do plano 879.647 812.251

Superávit 73.215 79.785

Superávit irrecuperável (100.610) (79.785)

(27.395) -

(61.057) (65.443)

Diferença entre premissas * 33.662 65.443

Segue abaixo conciliação entre os 2 métodos de avaliação atuarial:

4,65% a.a.

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

Confissão de dívida - EnerPrev

2017

AT-2000

Classes de ativos

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

12,00% a.a.

6,06%

4,65% a.a.

Análise de sensibilidade

A Companhia, com o objetivo de equacionar o déficit atuarial da sua submassa BSPS e diminuir o risco de futuros déficits, fomalizou instrumentojurídico com a EnerPrev decorrente de défict atuarial, calculado conforme diretrizes da Resolução CGPC nº26/2008 e suas alterações. O acordooriginal estava sendo liquidado financeiramente em 240 meses com base em percentual sobre a folha de salários, contados a partir de setembro de1997. Em 22 de agosto de 2016, a Companhia e a EnerPrev firmaram o 2º aditivo do termo de compromisso entre as empresas, destacando aalteração do prazo da liquidação (que estava prevista para encerrar-se em setembro de 2017) para 143 parcelas, sendo a primeira em setembro de2016. A partir de dezembro de 2016, o saldo devedor e o valor da prestação mensal serão apurados uma vez por ano na época da avaliação atuarialda Enerprev, posicionada em dezembro, considerado o valor e o prazo remanescente da dívida. As premissas atuariais utilizadas pela Companhiaatendem ao disposto no CPC 33 (R1) enquanto que as premissas atuariais utilizadas pela EnerPrev atendem a Resolução CGPC nº 18/2006 eInstrução Previc nº 7/2013.

Premissas

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

ParticipantesEstes planos têm a seguinte composição de participantes:

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

Passivo reconhecido submassas BSPS e CV - CPC33 (Nota 18.1.1.1)

(*) O montante de R$61.057 (R$65.443 em 31 de dezembro de 2016) é decorrente da diferença de premissas e metodologias utilizadas pela Companhia para fins de atendimento à Deliberação CVMnº 695/12 e aquelas utilizadas pela EnerPrev (administradora do plano de benefícios) para fins de atendimento à Resolução nº26/08 e suas alterações do Conselho Nacional de PrevidênciaComplementar e tende a ser eliminada ao longo do tempo com a maturação do plano.

Light Forte

2016

As principais premissas utilizadas nas avaliações atuariais foram as seguintes:

5,50% a.a.

RP 2000 Disabled

10,34% a.a.

Muller

5,14%

5,50% a.a.

AT-2000

RP 2000 Disabled

36


18.1.2

19

NotaSaldo em 31/12/2016 Adições

Atualizações monetária

Pagamentos / Recebimentos

Ressarcimen-to CCRBT (Nota 7)

Transferên-cias

Saldo em 31/12/2017

Conta de desenvolvimento energético - CDE 19.1 e 22 63.906 650.013 0,00 (658.502) 0,00 0,00 55.417

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

19.2 e 22 31.983 36.375 2.600 (34.450) 0,00 0,00 36.508

Bandeiras tarifárias (CCRBT) 7, 19.3 e 22 - 178.786 0,00 55.958 (242.507) 7.763 -

Outros encargos 22 365 3.472 874 (4.209) 0,00 0,00 502

Total 99.240 868.646 3.474 (641.224) (242.507) 7.763 95.392

Circulante 91.627 91.594 Não circulante 7.613 3.798 Total 99.240 95.392

19.1

Montante total

Valor cota mensal

Resolução Homologatória - ANEEL nº 1.863/15

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

Resolução Homologatória - ANEEL nº 2.231/1716.172 194.064

21.060 505.440


CDE - Energia 110.272 9.189

Resolução Homologatória - ANEEL nº 2.204/1725.866

29.663


CDE - Energia 117.204 9.767

19.1.1

19.2

699.504 Abril de 2017 a Março de 2018

Outubro de 2015 a Março de 2017

A Companhia e as demais empresas do Grupo EDP - Energias do Brasil são patrocinadoras do Plano Energias do Brasil administrado pela Enerprev,o qual encontra-se aberto para adesão de novos participantes. Neste plano, o participante pode contribuir com o percentual fixo de 1% até 7% dosalário de contribuição, sendo que o percentual da contribuição das patrocinadoras em seu favor no referido plano também ocorrerá na mesmaproporção, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia e as demais patrocinadoras. Os participantes poderão ainda participarcom contribuições voluntárias mensais, que equivalem a um percentual de sua livre escolha aplicado sobre o seu salário de contribuição, ou anuais,por meio de um valor único a escolha do participante. Este tipo de contribuição é feita adicionalmente à contribuição básica, sem a proporcionalcontribuição das patrocinadoras.

Encargos setoriais

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

Outubro de 2016 a Setembro de 2017

Conta de desenvolvimento energético - CDE

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

352.160 Janeiro de 2017

Fevereiro de 2017 a Dezembro de 2017CDE - Encargo de uso

Em 31 de dezembro de 2017 esse plano tem a adesão de 626 colaboradores (588 em 31 de dezembro de 2016).

Outubro de 2017 a Setembro de 2018

A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia Elétrica – ABRACE conseguiu liminar em 03 de julho de 2015, quedesobriga suas associadas a pagarem itens específicos do CDE. Após a liminar concedida à ABRACE, houve uma proliferação de processosjudiciais que contestavam o encargo da CDE.

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

Liminares de Associações de Consumidores relacionadas à CDE

Diante deste cenário a ANEEL, por meio do Despacho nº 1.576/16 e Nota Técnica nº 174/16 - SGT, decidiu que as distribuidoras estão autorizadas adescontar do pagamento da cota da CDE o valor não arrecadado devido às liminares e também que os cálculos dos reajustes e revisões tarifáriasdas distribuidoras não seriam afetados pelos efeitos das liminares.

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

Contribuição definida

Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribuiu no exercício com R$1.505 (R$1.457 em 2016).

Pesquisa e desenvolvimento - P&D e Programa de eficiência energética - PEE

Os valores das obrigações a serem aplicadas nos programas de P&D e PEE registrados pela Companhia, são apurados nos termos da legislaçãosetorial dos contratos de concessão de energia elétrica. A Companhia tem a obrigação de aplicar 1% da Receita operacional líquida ajustada emconformidade com os critérios definidos pela ANEEL, registrando mensalmente, por competência, o valor da obrigação. Esse passivo é atualizadomensalmente pela variação da taxa SELIC até o mês de realização dos gastos e baixados conforme sua realização. Os programas de P&D sãoregulamentados por meio das Resoluções Normativas ANEEL nº 316/08, aplicada até setembro de 2012, alterada pela Resolução Normativa nº504/12, e os programas de PEE são regulamentados por meio das Resoluções nº 300/08, aplicada até maio de 2013, alterada pela ResoluçãoNormativa nº 556/13. O saldo líquido em 31 de dezembro de 2017 no montante de R$36.508 (R$31.983 em 31 de dezembro de 2016) contempla adedução dos gastos efetuados com os serviços em curso referentes à esses programas.

Abril de 2018 a Março de 2020

Competência

CDE - Energia (Recomposição Conta ACR) (*)

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

37


19.3

20

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

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 20.1 6.508 14.605 122.266 99.172 Total 6.508 14.605 122.266 99.172

20.1

20.1.1

Saldo em 31/12/2016 Constituição Pagamentos Reversões

Atualizações monetárias

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

Trabalhistas 21.833 7.281 (5.940) (1.816) 7.855 29.213 7.184 5.705 Cíveis 66.734 15.265 (7.784) (3.435) 14.261 85.041 24.663 19.868 Fiscais 718 0,00 0,00 0,00 3 721 0,00 0,00Outros 24.492 0,00 (2.975) (9.186) 1.468 13.799 1.078 0,00Total 113.777 22.546 (16.699) (14.437) 23.587 128.774 32.925 25.573

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

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

Assim, o saldo relativo à bandeiras tarifárias refere-se aos valores a repassar à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias -CCRBT, gerida pela CCEE, provenientes da diferença entre os valores faturados líquidos de ICMS e os valores estimados não faturados, a título debandeiras tarifárias, deduzidos de parte dos sobrecustos de energia e encargos.

Com a hidrologia desfavorável, a diretoria da ANEEL votou por implementar a sistemática proposta na audiência pública, em caráter excepcional, nomês de novembro de 2017, antecipando a alteração no valor das bandeiras tarifárias previsto para ocorrer apenas em janeiro/fevereiro de 2018,diante da relevante perspectiva de aprimoramento nela embutida e de sua potencial repercussão positiva sobre o acionamento das bandeirastarifárias no curto prazo. Desta forma, a ANEEL elevou o valor adicional cobrado da bandeira vermelha - patamar 2 para R$5,00 para cada 100 KWh. No caso da bandeira amarela, o adicional de cobrança reduziu para R$1,00 a cada 100 kWh. Já a bandeira vermelha - patamar 1 manteve acobrança adicional em R$3,00 a cada 100 kWh consumidos.

Em 26 de outubro de 2017 a ANEEL apresentou a proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias, por meio da audiênciapública nº61/17, propondo mudanças nos valores cobrados dos consumidores e inclusão de novos critérios no cálculo, como os custos que estãorelacionados com o déficit hídrico. O período para contribuições foi encerrado em 27 de dezembro de 2017.

Outubro e Novembro

Não circulante

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

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

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

Bandeiras

Vermelha - patamar 1

Esses recursos são alocados para a cobertura de custos não previstos nas tarifas das diversas distribuidoras do país. O valor homologadomensalmente pela ANEEL a repassar ou a ressarcir é a diferença entre o montante cobrado dos clientes e os sobrecustos referentes a: (i)Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS; (ii) despacho térmico; (iii) risco hidrológico; (iv) cotas de Itaipu; (v) exposição aomercado de curto prazo; e (vi) excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. Os eventuais custos não cobertos pela receita sãoconsiderados no processo tarifário subsequente.

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

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

Bandeiras tarifárias

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

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

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

Circulante

Provisões

Verde Janeiro, Fevereiro e Junho

Amarela

Abril, Maio, Agosto e Dezembro

Vermelha - patamar 2

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas

Março, Julho e Setembro

As bandeiras tarifárias aplicadas em 2017 foram:

Meses

Baixas

Passivo Ativo

Depósito judicial

38


20.1.1.1 Trabalhistas

20.1.1.2

20.1.1.3

20.1.2

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

181.193 279.458 4.741 1.873

758.882 707.267 21.278 17.142

Outros 8.670 8.670 552 552

980.540 1.030.698 27.562 20.477

20.1.2.1

Cíveis

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

Outros

Trabalhistas

Risco de perda possível

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

Em 4 de agosto de 2015, por meio do julgamento do processo de arguição de inconstitucionalidade nº 479-60.2011.5.04.0231, o Pleno do TribunalSuperior do Trabalho decidiu que os débitos trabalhistas devem ser atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor AmploEspecial - IPCA-E, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. O índice será utilizado pelo Conselho Superior da Justiça do Trabalho -CSJT para a tabela de atualização monetária da Justiça do Trabalho (Tabela Única). Desta forma, o índice de correção desses débitos, que era aTaxa Referencial - TR, passa a ser o IPCA-E.

A decisão foi proferida em dezembro de 2017, todavia, a mesma ainda não foi publicada, impossibilitando a análise de medidas recursais e análisesmais profundas. Com base nas análises dos assessores jurídicos, que levaram em consideração as decisões proferidas e publicadas até omomento, a Companhia entendeu que, por hora, a decisão do STF deve ser aplicada a partir de seus efeitos modulatórios e não sobre todo oprocesso, ou seja, que a correção pelo novo índice deve ocorrer a partir de 25 de março de 2015, resultando em uma correção adicional das causastrabalhistas de R$3.228.

Em ato continuo, em 05 de dezembro de 2017, a 2ª Turma do STF, por maioria dos votos, julgou improcedente a ação ajuizada pela FederaçãoNacional dos Bancos – Fenaban contra a decisão do TST nos autos do processo ArgInc-479-60.2011.5.04.0231, que determinava a aplicação doIPCA-E como índice de correção monetária dos débitos trabalhistas. Na decisão questionada pela Fenaban, o TST declarou que o uso da TR comoíndice de correção na Justiça do Trabalho era inconstitucional, ficando, em consequência, revogada a liminar anteriormente deferida, e determinou aadoção do IPCA-E determinado pelo IBGE, para calcular os débitos.

Ativo

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

Em maio de 2017 a Companhia liquidou o montante homologado de ambos os autos de infração no montante atualizado de R$2.027, sendo revertidoda provisão o montante de R$5.688.

Depósito judicial

Referem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e equiparação salarial.

Dentre os valores provisionados em 31 de dezembro de 2016, destacava-se o montante de R$7.209 relativo a penalidades estabelecidas pelaANEEL, por meio dos autos de infração nºs AI-002/2014-SFF, de 27 de agosto de 2014 e AI-012/2014, de 26 de agosto de 2014, referentes aFiscalização do ativo imobilizado em serviço e fiscalização da BRR do Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária, respectivamente. Em setembro de 2014foram protocolados recursos administrativos junto à Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira – SFF/ANEEL que foram julgados emabril e maio de 2017, com a seguinte determinação: (i) AI-002 - a SFF acatou parcialmente o recurso administrativo, convertendo em advertência 14não conformidades, cancelando outras 7 não conformidades e promovendo uma ampla revisão da dosimetria das demais não conformidades,reduzindo a penalidade para R$779; e (ii) AI-012 - a SFF acatou parcialmente recurso administrativo, com atenuando de 6 não conformidades ecancelamento de outras 2, além da revisão da dosimetria relativas à gravidade e sanções irrecorríveis, reduzindo a penalidade para R$742.

Total

Cíveis

• Mandado de segurança nº 0002173-26.2014.4.01.3400, em trâmite na 22ª Vara Federal do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, impetrado porSanto Antônio Energia S.A. - SAESA contra ato da Diretoria da ANEEL, objetivando suspender as obrigações de recomposição de lastro e potênciae de pagamento dos encargos pelo uso do sistema de transmissão, bem como a aplicação de eventuais penalidades pelo descumprimento docronograma da obra. Em 26 de fevereiro de 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos às distribuidoras deenergia. Em face da referida decisão, a Companhia, por meio da ABRADEE, ajuizou o pedido de suspensão da decisão perante o STJ, que foideferido. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2017 é de R$20.093 (R$14.753 em 31 de dezembrode 2016).

Fiscais

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

Cíveis• Ação civil pública nº 26725-92.2009.4.01.3800, em trâmite na 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte, movida pela Associação de Defesa deInteresses Coletivo - ADIC, que pleiteia indenização por danos materiais em razão de reajuste tarifário (Parcela "A"). Nesta demanda, foi proferidadecisão que determinou a exclusão das concessionárias do polo passivo da ação, sendo mantida tão somente a ANEEL. O processo encontrava-sesuspenso até que, em 27 de novembro de 2013, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte como competente para julgartodas as demandas coletivas que discutem a questão da Parcela "A". Em 05 de abril de 2017, foi proferida sentença extinguindo o feito também emrelação a ANEEL. Atualmente, aguarda-se o julgamento do recurso interposto contra a sentença. O valor estimado em 31 de dezembro de 2017 é deR$120.518 (R$104.569 em 31 de dezembro de 2016).

O novo índice deve ser aplicado em todas as ações trabalhistas que envolvem entes públicos e privados que discutem dívidas posteriores a 30 dejunho de 2009, que ainda não foram executadas ou houve o trânsito em julgado. Referida mudança resultaria em um aumento significativo naatualização monetária das provisões trabalhistas da Companhia. Em 14 de outubro de 2015, o Ministro do Supremo Tribunal Federal - STF deferiuliminar para suspender os efeitos da decisão proferida pelo Tribunal Superior do Trabalho - TST.

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

39


20.1.2.2

20.1.3

20.1.3.1

21

21.1

21.2

Capital social

Conforme descrito no item (ii) acima, as ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da lei, podendo a ele serimputado o valor dos Juros sobre o capital próprio - JSCP pagos ou creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capitalpróprio, integrando o montante dos dividendos a distribuir pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei nº 9.249/95, eregulamentação posterior.

O lucro líquido apurado em cada exercício será deduzido, antes de qualquer destinação, de prejuízos acumulados e destinado sucessivamente e naseguinte ordem:

(ii) 25% serão destinados ao pagamento de dividendos;

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

Destinação do lucro

(iii) o saldo remanescente, após atendidas as disposições anteriores, terá a destinação determinada pela Assembleia Geral.

(i) 5% serão aplicados na constituição da Reserva Legal que não excederá 20% do Capital social;

As ações ordinárias são classificadas como Capital social e deduzidas de quaisquer custos atribuíveis à emissão de ações, quando aplicável.A Companhia não possui capital autorizado, conforme estatuto social.

• Discussão na esfera administrativa sobre créditos de ICMS utilizados pela Companhia no período de julho a dezembro de 2003, referente a valoresde “Anulação/Devolução de Venda de Energia Elétrica” no montante atualizado em 31 de dezembro de 2017 de R$162.642 (R$139.778 em 31 dedezembro de 2016). O processo administrativo foi encerrado e atualmente a Companhia está aguardando o ajuizamento na esfera judicial pelaProcuradoria Estadual para apresentar defesa, entretanto, o débito está garantido e com suspensão da exigibilidade. O valor em risco sofreacréscimo expressivo em razão dos critérios de atualização da Lei Estadual nº 13.918/09, e dos honorários exigidos pela Procuradoria Estadual nafase judicial. • Discussão administrativa relativa à utilização de crédito de ICMS, com origem no estorno de débito de notas fiscais canceladas no período dejaneiro de 2007 a novembro de 2007, no valor atualizado até 31 de dezembro de 2017 de R$33.473 (R$31.029 em 31 de dezembro de 2016). ACompanhia apresentou defesa e aguarda julgamento.

Adicionalmente, a SAESA propôs ação contra a ANEEL com pedido de liminar para não aplicação, durante o período de motorização da UHE SantoAntônio, do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. A liminar não foi concedida em primeira instância. Em sede de agravo, o TRFdeferiu o pedido de antecipação de tutela formulado pela SAESA, conferindo efeito retroativo, que passou a ter eficácia desde o início de março de2012. A Companhia e a ANEEL protocolaram junto ao STJ pedidos de Suspensão de Liminar que foi deferido suspendendo a mesma. Em 18 demarço de 2015 o recurso proposto pela SAESA foi rejeitado pela corte especial do STJ. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimadoem 31 de dezembro de 2017 é de R$3.883 (R$6.391 em 31 de dezembro de 2016), sendo a redução do período decorrente da atualização doseventuais impactos financeiros no processo.

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

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

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

Risco de perda remota

Fiscais

Patrimônio líquido

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

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

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

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

• Ação judicial em que um agente do setor requer o reconhecimento pela ANEEL de causas excludentes de responsabilidade por atrasos nocronograma de suas obras. Em maio de 2015 foi proferida sentença de procedência que foi questionada por meio de recurso pela ANEEL. Por meioda ABRADEE, as distribuidoras propuseram demanda judicial a fim de assegurar os seus direitos. Atualmente aguarda-se decisão dos recursosinterpostos pela parte adversa. Considerando que eventuais impactos não gerarão reflexos financeiros, a Companhia não mais apresenta o saldo depassivo contingente estimado em 31 de dezembro de 2016 no montante de R$108.194.

40


Nota 31/12/2017 31/12/2016

Lucro a ser destinado:

Lucro líquido apurado no exercício 194.100 141.423

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

184.394 134.352

Destinação do lucro:

Dividendos intermediários - JSCP 15 65.624 65.750

Lucros retidos a deliberar 21.3.2 118.770 68.602

184.394 134.352

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

21.3

Nota 31/12/2017 31/12/2016Reservas de capitalÁgio na incorporação de sociedade controladora 13.2.1.2 77.687 77.687

77.687 77.687 Reservas de lucrosLegal 97.800 88.094 Retenção de lucros 21.3.1 285.777 217.175 Lucros retidos a deliberar 21.2 e 21.3.2 118.770 68.602

502.347 373.871

21.3.1

21.3.2

21.4

Saldo em 31/12/2016 Ganhos Perdas

Provisão IRPJ/CSLL

Saldo em 31/12/2017

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

Imposto de renda e Contribuição social diferidos 23.719 0,00 0,00 12.856 36.575

(46.045) 39.642 (77.455) 12.856 (71.002)

22

O saldo em 31 de dezembro de 2016 de R$68.602 havia sido distribuído como dividendos adicionais (Nota 15) conforme deliberação da AGOrealizada em 11 de abril de 2017. Todavia, em AGE realizada em 26 de dezembro de 2017, a Companhia deliberou sobre a reversão deste montantepara a Reserva de retenção de lucros (Nota 21.3.1).

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

A movimentação de Outros resultados abrangentes no exercício é a seguinte:

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

(iii) O reconhecimento da receita de construção está diretamente associado às adições ao ativo intangível em formação (Direito de concessão -Infraestrutura), não sendo incorporada margem nesta atividade de construção assim classificada conforme a aplicação da ICPC 01 (R1) - Contratosde Concessão. A formação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiais utilizados, damedição da prestação de serviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuado em contrapartidaà Custo com construção da infraestrutura em igual montante (Nota 23);

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

Reservas

Referem-se à contabilização de passivos oriundos de benefícios pós-emprego relativos a ganhos e perdas atuariais, conforme estabelecido pelaDeliberação CVM nº 695/12 e regras estabelecidas no CPC 33 (R1), deduzido do respectivo Imposto de renda e contribuição social diferidos.

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

Retenção de lucros

Lucros retidos a deliberar

Outros resultados abrangentes

(iv) A receita de ativos financeiros setoriais é reconhecida mensalmente pela diferença entre os custos pertencentes à Parcela "A" efetivamenteincorridos no resultado, daqueles reconhecidos na receita de operações com energia elétrica previstos na tarifa vigente pela ANEEL; e(v) A receita de Subvenção é reconhecida quando da efetiva aplicação de descontos nas tarifas de unidades consumidoras beneficiadas porsubsídios governamentais (Nota 12.1) pela diferença entre a tarifa de referência da respectiva classe de consumo daquela efetivamente aplicada aconsumidores beneficiários desses subsídios.

(ii) A energia fornecida e não faturada, correspondente ao período decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do balanço, é estimadae reconhecida como receita não faturada considerando-se como base a carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado;

Os principais critérios de reconhecimento e mensuração, estão apresentados a seguir:

Receitas

A variação no exercício no montante de R$68.602 é decorrente da reversão dos dividendos deliberados na AGO realizada em 11 de abril de 2017(Notas 15 e 21.3.2).

41


Nota 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Fornecimento - Faturado

Residencial 1.676.680 1.646.098 3.671.770 3.586.887 1.174.553 1.299.993 Industrial 13.022 12.402 1.404.708 1.854.865 491.191 722.001 Comercial 126.737 123.741 1.909.316 2.141.011 642.098 807.726 Rural 7.904 7.962 82.631 80.191 17.021 18.413 Poder público 8.968 8.996 302.922 309.755 98.795 112.017 Iluminação pública 3.611 3.289 348.994 342.352 64.367 67.896 Serviço público 1.423 1.389 254.051 281.596 76.069 93.738 Consumo próprio 165 167 6.155 6.206 0,00 0,00

1.838.510 1.804.044 7.980.547 8.602.863 2.564.094 3.121.784

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado

Consumidores cativos

Residencial 0,00 0,00 0,00 0,00 846.371 1.039.831 Industrial 0,00 0,00 0,00 0,00 201.181 364.222 Comercial 0,00 0,00 0,00 0,00 369.668 513.970 Rural 0,00 0,00 0,00 0,00 11.142 13.589 Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00 50.927 69.328 Iluminação pública 0,00 0,00 0,00 0,00 45.960 53.944 Serviço público 0,00 0,00 0,00 0,00 29.241 46.574

Consumidores livres 452 379 6.826.779 5.855.492 789.478 898.374

452 379 6.826.779 5.855.492 2.343.968 2.999.832 Suprimento - Faturado 2 2 46.410 43.200 7.280 4.970 Energia de curto prazo 0,00 0,00 1.570.559 1.269.557 433.402 177.724 Não faturado

Fornecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 29.323 (48.791) Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado 0,00 0,00 0,00 0,00 34.228 (46.967)

63.551 (95.758) Resultados de ativos financeiros setoriais 7

CVA 0,00 0,00 0,00 0,00 531.266 (1.007.823) Itens financeiros - RTE 0,00 0,00 0,00 0,00 157.096 249.015 Itens financeiros - Outros 0,00 0,00 0,00 0,00 (2.044) 62.526 PIS/COFINS 0,00 0,00 0,00 0,00 20.763 (98.405)

0,00 707.081 (794.687) Receita de construção 23 0,00 0,00 0,00 0,00 269.742 246.348 Valor justo do ativo financeiro indenizável 13.1 0,00 0,00 0,00 0,00 10.216 25.060 Serviços cobráveis 0,00 0,00 0,00 0,00 6.077 8.738 Subvenções vinculadas ao serviço concedido 12.1 0,00 0,00 0,00 0,00 101.008 84.277 Arrendamentos e aluguéis 0,00 0,00 0,00 0,00 45.176 40.704 Outras receitas operacionais 0,00 0,00 0,00 0,00 26.204 13.315 Receita operacional bruta 1.838.964 1.804.425 16.424.295 15.771.112 6.577.799 5.832.307 (-) Deduções à receita operacional 0 0 0 0

Tributos sobre a receita

ICMS 0,00 0,00 0,00 0,00 (1.149.872) (1.352.262) PIS/COFINS 0,00 0,00 0,00 0,00 (544.847) (508.378) ISS 0,00 0,00 0,00 0,00 (323) (381)

- - - - (1.695.042) (1.861.021) Encargos do consumidor

P&D e PEE 19.2 0,00 0,00 0,00 0,00 (36.375) (29.855) CDE 19.1 0,00 0,00 0,00 0,00 (650.013) (684.066) PROINFA - Consumidores Livres 0,00 0,00 0,00 0,00 (38.370) (38.427) Bandeiras tarifárias (CCRBT) 19.3 0,00 0,00 0,00 0,00 (178.786) (75.427) Outros encargos 19 0,00 0,00 0,00 0,00 (3.472) (3.379)

- - - - (907.016) (831.154)

- - - - (2.602.058) (2.692.175)

Receita 1.838.964 1.804.425 16.424.295 15.771.112 3.975.741 3.140.132

23

Segue abaixo o detalhamento dos gastos operacionais, de acordo com a sua natureza, conforme requerido pelo CPC 26 (R1):

Gastos operacionais

Os gastos operacionais são reconhecidos e mensurados: (i) em conformidade com o regime de competência, apresentados líquidos dos respectivoscréditos de PIS e COFINS, quando aplicável; (ii) com base na associação direta da receita; e (iii) quando não resultarem em benefícios econômicosfuturos.Conforme requerido no artigo 187 da Lei nº 6.404/76, a Companhia classifica seus gastos operacionais na Demonstração do Resultado por função,ou seja, os gastos são segregados entre custos e despesas conforme sua origem e função desempenhada na Companhia.

MWh (*) R$

Na segregação entre custos e despesas, são considerados os seguintes critérios: (i) Custo do serviço: contempla os gastos diretamente vinculados àprestação do serviço de energia elétrica vinculados a concessão, tais como, compra de energia elétrica para revenda, encargos de transmissão,amortização do direito de concessão da infraestrutura e os gastos relacionados ao atendimento comercial e operação e manutenção da concessão; e (ii) Despesas operacionais: são os gastos relacionados à administração da Companhia representando diversas atividades gerais atribuíveis as fasesdo negócio tais como pessoal administrativo, remuneração da administração, perda estimada com créditos de liquidação duvidosa e provisõesjudiciais, regulatórias e administrativas.

Nº de consumidores (*)

42


2016

Nota

Não gerenciáveis

23.1 2.516.251 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.516.251 1.908.494

299.476 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 299.476 203.186

Outras 1.265 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1.265 -

2.816.992 - - - - - 2.816.992 2.111.680

Gerenciáveis

23.20,00 126.556 209 0,00 37.222 0,00 163.987 160.918

Material 0,00 7.092 304 0,00 6.587 0,00 13.983 16.468

Serviços de terceiros 23.3 0,00 99.451 853 0,00 67.383 0,00 167.687 163.263

Depreciação 0,00 182 0,00 0,00 217 0,00 399 210

Amortização 0,00 81.214 0,00 0,00 9.966 0,00 91.180 83.043

PECLD / perdas líquidas 0,00 0,00 0,00 39.225 0,00 0,00 39.225 57.973

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 20.1.1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.742 3.742 13.486

Aluguéis e arrendamentos 0,00 731 0,00 0,00 6.394 0,00 7.125 11.002

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 36.810 36.810 35.211

22 0,00 0,00 269.742 0,00 0,00 0,00 269.742 246.348

0,00 27.787 0,00 0,00 12.995 0,00 40.782 43.363

- 343.013 271.108 39.225 140.764 40.552 834.662 831.285

Total 2.816.992 343.013 271.108 39.225 140.764 40.552 3.651.654 2.942.965

23.1

Nota 2017 2016

Contratos de compra de energia por disponibilidade 23.1.1 1.041.514 811.576

Contratos de compra de energia por quantidade 366.220 372.712

PROINFA 65.692 77.419

Contratos de compra de energia por cotas 23.1.2 714.903 293.079

Energia de curto prazo 23.1.3 177.119 136

Energia de Itaipu Binacional 473.567 435.057

Encargo de Energia de Reserva - EER (10.781) 26.189

Encargos de Serviço do Sistema - ESS 18.316 88.919

Outros 230 70

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

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

2.516.251 1.908.494

23.1.1

23.1.2

23.1.3

23.2

Nota 2017 2016

Pessoal - -

Remuneração 73.233 77.742

Encargos 26.147 29.141

Previdência privada - Corrente 4.016 3.212

Benefício Pós-emprego - Previdência Privada - Déficit ou superávit atuarial 1.508 1.457

Programa de demissão voluntária 270 -

Despesas rescisórias 8.641 103

Participação no Lucros e Resultados - PLR 12.887 13.189

Outros benefícios - Corrente 33.976 33.861

Outros 209 231

160.887 158.936

Administradores - -

Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 2.846 1.942

Benefícios dos administradores 254 40

3.100 1.982

163.987 160.918

Energia elétrica comprada para revenda

Despesas operacionaisGerais e

administra-tivas Outras

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

Contratos de compra de energia por disponibilidade

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

Total

Custo com construção da infraestrutura

(i) Em atendimento às melhores práticas de mercado, conforme o Índice de Sustentabilidade Empresarial – ISE da BM&FBovespa, apresentamos o investimento social da Companhia que é divididoem: educação, cultura, saúde e saneamento e esporte. Do valor total de R$40.782 da rubrica de Outras, R$677 referem-se ao montante de doações para investimento social. Adicionalmente, aCompanhia também efetuou doações incentivadas utilizadas como benefício fiscal no montante de R$2.764, apresentadas líquidas dos montantes a recolher de ICMS e Imposto de Renda eContribuição social.

Com vendas TotalPrestado a terceiros

Outras (i)

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens

Pessoal e Administradores

Custo do serviço

Pessoal, Administradores e Entidade de previdência privada

Com energia elétrica De operação

Encargos de uso da rede elétrica

2017

Energia elétrica comprada para revenda

43


23.3

Nota 2017 2016

Serviços de consultoria 13.304 14.010

Serviços comerciais 62.105 60.467

Serviços de manutenção 25.865 25.713

Serviços técnicos 9.990 11.953

Serviços de limpeza e vigilância 8.386 8.377

Serviços de informática 29.334 26.720

Serviços de publicação e publicidade 4.313 1.930

Serviços de telecomunicações 4.808 4.526

(-) Crédito de COFINS (4.943) (5.010)

(-) Crédito de PIS (1.073) (1.088)

Outros 15.598 15.665

167.687 163.263

24

Nota 2017 2016

Receitas financeiras

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

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

Energia vendida Energia vendida124.1 52.471 82.310

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

Ativos/ passivos financeiros setoriais Ativos/ passivos financeiros setoriais17 13.286 22.812

Juros e multa sobre tributos Juros e multa sobre tributos18 32.065 2.877

Outros juros e variações monetárias Outros juros e variações monetárias11.229 3.372

Variações em moeda estrangeira Variações em moeda estrangeira10,00 13.081

Ajustes a valor presente Ajustes a valor presente16.1 500 0,00

(-) Tributos sobre Receitas financeiras (-) Tributos sobre Receitas financeiras1(15.113) (5.919)

Outras receitas financeiras Outras receitas financeiras12.925 2.845 0 117.300 153.846

Despesas financeiras Despesas financeiras1

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

Empréstimos e financiamentos Empréstimos e financiamentos117.2 (49.862) (56.310)

Debêntures 16.2 (41.766) (66.291)

Variações em moeda estrangeira 17.2 (995) 0,00

Operações de swap e hedge 17.2 (1.988) (21.344)

(-) Juros capitalizados (-) Juros capitalizados2 4.154 3.150

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

Energia comprada Energia comprada2 (562) (5.783)

Juros e multa sobre tributos Juros e multa sobre tributos28 (36.234) 0,00

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas120.1.1 (23.587) (19.679)

Outros juros e variações monetárias Outros juros e variações monetárias2(5.442) (8.254)

Ajustes a valor presente 6.1 0,00 (1.097)

Outras despesas financeiras (13.951) (9.103) 0 (170.233) (184.711)

Total (52.933) (30.865)

24.1

25

2017 2016

Lucro antes dos tributos sobre o Lucro 271.154 166.302 Alíquota 34% 34%IRPJ e CSLL (92.192) (56.543)

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

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

Doações (312) (354)

Perdas indedutíveis (15) (189)

Juros sobre o capital próprio 22.312 22.355

Outras (274) (134)

Ajustes decorrentes de exercícios sociais anteriores (7.678) 4.877

Incentivos fiscais 1.105 5.109 Despesa de IRPJ e CSLL (77.054) (24.879)

Alíquota efetiva 28,42% 14,96%

26

Serviços de terceiros

Nos exercícios de 2017 e 2016, a Companhia não operou com instrumentos financeiros passivos conversíveis em ações próprias ou transações quegerassem efeito diluível ou antidiluível sobre o resultado por ação do exercício. Dessa forma, o resultado “básico” por ação que foi apurado para oexercício é igual ao resultado “diluído” por ação segundo os requerimentos do CPC 41. O cálculo do resultado “básico e diluído” por ação édemonstrado na tabela a seguir:

A redução da rubrica no exercício é decorrente, substancialmente, da redução da quantidade de consumidores inadimplentes conjuntamente com aredução na quantidade de dias de pagamento das faturas dos mesmos.

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

Resultado financeiro

Imposto de renda e Contribuição social

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

O resultado básico por ação da Companhia é calculado pela divisão do resultado atribuível aos titulares de ações ordinárias da Companhia pelonúmero médio ponderado de ações ordinárias em poder dos acionistas.

Resultado por ação

Juros e variações monetárias - Energia vendida

44


2017 2016

194.100 141.423

39.091.735 39.091.735 Resultado básico e diluído por ações (reais/ação) 0,00497 0,00362

27

27.1

27.1.1

• Outros ao custo amortizado

Em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do Brasil, e com base nas análises periódicasconsubstanciadas nos relatórios de risco, são definidas estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros, as quais são aprovadas pelaAdministração, para operacionalização da referida estratégia. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condiçõescontratadas comparadas às condições vigentes no mercado por meio de sistemas operacionais integrados à plataforma SAP. A Companhia nãoefetua aplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com estas operações estãocondizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia.

Instrumentos financeiros são definidos como qualquer contrato que dê origem a um ativo financeiro para a entidade e a um passivo financeiro ouinstrumento patrimonial para outra entidade.

São designados para essa categoria somente os ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em ummercado ativo, reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, osempréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução aovalor recuperável.

São designados nesta categoria os ativos financeiros não derivativos cujo o propósito para o qual foi adquirido não é aplicação de recursos paraobter ganhos de curto prazo, bem como não há a intenção de manter as aplicações até o vencimento ou ainda quando não estão enquadrados nasdemais categorias.

São designados para essa categoria os ativos e passivos financeiros cujo o registro é o montante pelo qual os mesmos são mensurados em seureconhecimento inicial, menos as amortizações de principal, mais os juros acumulados calculados com base no método da taxa de juros efetivamenos qualquer redução por ajuste ao valor recuperável ou impossibilidade de pagamento.

• Mantidos até o vencimento

Posteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo:

Um instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando doreconhecimento inicial, e se a Companhia gerencia os investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordocom a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transaçãoatribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos.

Instrumentos financeiros

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

Média ponderada do número de ações ordinárias em poder dos acionistas controladores (mil)

Instrumentos financeiros e Gestão de riscos

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

Instrumentos financeiros são baixados desde que os direitos contratuais aos fluxos de caixa expirem, ou seja, a certeza do término do direito ou daobrigação de recebimento, da entrega de caixa, ou título patrimonial. Para essa situação a Administração, com base em informações consistentes,efetua registro contábil para liquidação.

• Valor justo por meio do resultado

Classificação dos instrumentos financeiros

A administração dos riscos associados a estas operações é realizada por meio da aplicação de políticas e estratégias definidas pela Administração eincluem o monitoramento dos níveis de exposição de cada risco de mercado, previsão de fluxos de caixa futuros e estabelecimento de limites deexposição. Essa política determina também que a atualização das informações em sistemas operacionais, assim como a confirmação eoperacionalização das transações junto às contrapartes, sejam feitas com a devida segregação de funções.

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

Resultado líquido do exercício atribuível aos acionistas

Estes instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da obrigação oudo direito e são inicialmente registrados pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

• Disponíveis para venda

• Empréstimos e recebíveis

45


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

Nota Níveis

Ativos financeiros

Valor justo por meio do resultado

Caixa e equivalentes de caixa Ca

5

Aplicações financeiras Ap

Aplicações financeiras1Nível 2 27.047 316.809 27.047 316.809

Disponível para venda Di

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

Ativo financeiro indenizável At

13.1 Ativo financeiro indenizável1Nível 3 736.074 626.138 736.074 626.138

Ativos financeiros setoriais At

7 Ativos financeiros setoriais1Nível 2 209.798 1.145 209.798 1.145

Ativos mantidos até o vencimento At

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

Cauções e depósitos vinculados Ca

11 Cauções e depósitos vinculados10,00 1.074 1.072 1.074 1.072

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

Caixa e equivalentes de caixa Ca

5

Bancos conta movimento Ba

Bancos conta movimento10,00 105.868 38.687 105.868 38.687

Consumidores e concessionárias Co

6 Consumidores e concessionárias10,00 856.579 664.827 856.579 664.827

Outros créditos - Partes relacionadas 12 Outros créditos - Partes relacionadas10,00 347 1.527 347 1.527 0

0 1.936.787 1.650.205 1.936.787 1.650.205

Passivos financeiros Pa

Passivos financeiros1

Outros ao custo amortizado Outros ao custo amortizado1

Fornecedores Fo

14 Fornecedores10,00 575.007 373.149 575.007 373.149

Debêntures De

16 Debêntures10,00 353.822 291.210 359.758 284.789 Emp

17 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas10,00

0,00 0,00 0,00 0,00

Moeda nacional Mo

Moeda nacional10,00 636.084 446.753 636.230 446.753

Outras contas a pagar - Partes relacionadas Ou

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

Valor justo por meio do resultado Va

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

17Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas2

Nível 20,00 0,00 0,00 0,00

Moeda estrangeira Mo

Moeda estrangeira20,00 67.639 67.615 67.639 67.615 Derivativos D

eDerivativos1Nível 2 6.728 9.922 6.728 9.922

Passivos financeiros setoriais Pa

7 Passivos financeiros setoriais1Nível 2 139.558 408.765 139.558 408.765

1.779.477 1.597.951 1.785.559 1.591.530

27.1.2

27.1.2.1

27.1.3

Instrumento financeiro derivativo pode ser identificado desde que: (i) seu valor seja influenciado em função da flutuação da taxa ou do preço de uminstrumento financeiro; (ii) não necessita de um investimento inicial ou é bem menor do que seria em contratos similares; e (iii) sempre será liquidado em data futura. Somente atendendo todas essas características podemos classificar um instrumento financeiro como derivativo.

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

Em atendimento à Instrução CVM nº 475/08, a informação sobre instrumentos financeiros derivativos deve compreender a razão do objeto protegido,o valor justo do instrumento, impacto nos resultados da Companhia durante o exercício, assim como características principais do objeto contratado.Esse detalhamento é demonstrado no quadro abaixo:

Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos pelo seu valor justo, sendo os ganhos e perdas resultantes dessa reavaliação registradosno resultado do exercício.

Instrumentos financeiros derivativos

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

(b) Nível 2 - preços diferentes dos negociados em mercados ativos incluídos no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, direta ouindiretamente; e

Mensuração a valor justo de instrumentos financeiros

Valor justo

Valor contábil

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

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

Valor justo

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

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

As informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos dos instrumentos financeiros, que diferem do valor contábil,são divulgadas a seguir levando em consideração os prazos e relevância de cada instrumento financeiro:

(c) Nível 3 - para o ativo ou passivo que são baseados em variáveis não observáveis no mercado. São geralmente obtidas internamente ou emoutras fontes não consideradas de mercado.

(i) Debêntures, Empréstimos e financiamentos e Derivativos: são mensurados por meio de modelo de precificação aplicado individualmente paracada transação levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente portaxas obtidas por meio das curvas de juros de mercado. Desta forma, o valor de mercado de um título corresponde ao seu valor de vencimento(valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto, incluindo o risco de crédito.

A hierarquização dos instrumentos financeiros por meio do valor justo regula a necessidade de informações mais consistentes e atualizadas com ocontexto externo à Companhia. São exigidos como forma de mensuração para o valor justo dos instrumentos da Companhia:

A metodologia aplicada na segregação por níveis para o valor justo dos instrumentos financeiros da Companhia, classificados como valor justo pormeio do resultado, foi baseada em uma análise individual buscando no mercado operações similares às contratadas e observadas. Os critérios paracomparabilidade foram estruturados levando em consideração prazos, valores, carência, indexadores e mercados atuantes. Quanto mais simples efácil o acesso à informação comparativa mais ativo é o mercado, quanto mais restrita a informação, mais restrito é o mercado para mensuração doinstrumento. Não houve alteração nas classificações dos níveis de Instrumentos financeiros no exercício.

(a) Nível 1 - preços negociados em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;

A Companhia contratou instrumento financeiro derivativo classificado como swap , registrado por meio de seu valor justo, com a finalidade deproteger os riscos da variação cambial e da taxa de juros Libor - 3M do financiamento contratado junto ao Banco Citibank.

46


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

Swap

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

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

Passivo CDI + 1,20%

a.a. 0,00 0,00 0,00 0,00 75.250 77.537 (3.328) 12.543

(6.728) (9.922) (1.988) (21.344)

2017 2016

Receitas financeiras

Variações monetárias moeda estrangeira 0,00 13.081

- 13.081

Despesas financeiras

Variações monetárias moeda estrangeira (995)

Encargos de dívidas (2.335) (2.125)

Operações de swap e hedge (4.789) (21.882)

Marcação a mercado 2.801 538

(5.318) (23.469)

Total (5.318) (10.388)

27.2

27.2.1

27.2.1.1

O risco de mercado é apresentado como a possibilidade de perdas monetárias em função das oscilações de variáveis que tenham impacto empreços e taxas negociadas no mercado. Essas flutuações geram impacto a praticamente todos os setores e, portanto, representam fatores de riscosfinanceiros.

Em atendimento à Instrução CVM nº 475/08, a Companhia efetua a análise de sensibilidade de seus instrumentos financeiros, inclusive osderivativos.

No quadro a seguir foram considerados cenários dos indexadores utilizados pela Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação de taxas dejuros e outros indexadores até as datas de vencimento dessas transações, com o cenário I (provável) o adotado pela Companhia, baseadofundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus do Banco Central, os cenários II e III com 25% e 50% de aumento dorisco, respectivamente, e os cenários IV e V com 25% e 50% de redução, respectivamente.

Resultado

Desde 2006 o Grupo EDP – Energias do Brasil desenvolveu processos para monitoramento e avaliação dos riscos corporativos. A partir de 2010,foram criados novos métodos e um novo dicionário de riscos, tendo sido o mesmo consolidado em 2011 como uma Norma de Risco Corporativo, emantida atualizada desde então.

A gestão de riscos corporativos é baseada nos melhores modelos de governança tais como COSO ERM – Committee of Sponsoring Organizations

of the Treadway Commision e ISO 31.000. A gestão integrada de riscos atua como facilitadora no processo de gestão integrada de riscos, auxiliandona identificação, classificação, avaliação e gerenciamento dos riscos e tem como objetivo assegurar que os diversos riscos inerentes a cada umadas áreas da empresa sejam geridos por seus responsáveis e reportados periodicamente à Diretoria da empresa.

O Comitê de Risco é composto por 3 “Risk Officers” separados por natureza dos riscos (Estratégicos, Energético/Regulatório, Financeiros eOperacionais) e pela Diretoria Executiva.O Comitê de Risco realiza reportes periódicos para o Comitê de Auditoria para o acompanhamento das atividades da Gestão de Risco. Além disso,no sentido de potencializar sinergias de governança entre a função de Gestão de Risco, Auditoria Interna e Compliance , estas funções se encontramreunidas debaixo de uma mesma diretoria.

A política de gestão de riscos da EDP - Energias do Brasil abrange todas as suas unidades de negócios e está alinhada à estratégia do Grupo EDPem suas operações no mundo. Cabe ao Comitê de Risco, garantir a governança do processo e atuar como elo entre a alta direção e a operaçãorotineira. Sua função é gerenciar e supervisionar todos os fatores de risco que possam provocar impactos nas atividades e nos resultados daCompanhia, além de propor metodologias e melhorias ao sistema de gestão.

A análise de sensibilidade tem como objetivo mensurar o impacto às mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro daCompanhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido àsubjetividade contida no processo utilizado na preparação dessas análises. As informações demonstradas no quadro, mensuram contextualmente oimpacto nos resultados da Companhia em função da variação de cada risco destacado.

Os efeitos no resultado do exercício da dívida em moeda estrangeira, líquida do derivativo (swap), são demonstrados a seguir:

Valor justo

O vencimento líquido do derivativo encontra-se demonstrado na nota 17.3.

Efeitos no Resultado

Os Empréstimos, financiamentos e Debêntures captados pela Companhia apresentados nas notas 16 e 17, possuem como contraparte a Eletrobras,os agentes fiduciários Pentágono S.A. e Planner Trustee e os bancos BNDES e Citibank. As regras contratuais para os passivos financeirosadquiridos pela Companhia criam fundamentalmente riscos atrelados a essas exposições. Em 31 de dezembro de 2017 a Companhia possui risco demercado associado à TJLP, CDI, IPCA e Libor.

A Companhia também está exposta ao risco de variação cambial, atrelado ao Dólar, por meio dos pagamentos de energia comprada de Itaipu,contudo, as alterações de variação cambial são repassadas integralmente ao consumidor na tarifa, por meio do mecanismo da CVA. Análise de sensibilidade

Deve-se considerar que a Companhia está exposta a oscilação da taxa SELIC e da inflação, podendo ter um custo maior na realização dessasoperações. A Companhia também possui exposições à variação cambial em Dólar e juros associados à Libor 3M atreladas a dívida em moedaestrangeira, entretanto, possui derivativo de swap com o objetivo de hedge econômico, para controlar todas as exposições à variação cambial ejuros para essas obrigações.

04/09/2015 a 04/09/2019

Gestão de riscos

Risco de mercado

Citibank N.A.

Nocional USD Nocional R$

47


Cenário (I) Cenário (II) Cenário (III) Cenário (IV) Cenário (V)

Risco Até 1 ano 2 a 5 anos ProvávelAumento do risco em 25%

Aumento do risco em 50%

Redução do risco em 25%

Redução do risco em 50%

Aplicação financeira - CDB CDI 1.883 0,00 1.883 471 942 (471) (942)

Cauções e depósitos vinculados CDI 6 0,00 6 2 3 (2) (3)

Instrumentos financeiros ativos CDI 1.889 - 1.889 473 945 (473) (945)

Debêntures CDI (36.538) (58.767) (95.305) (22.803) (45.358) 23.048 46.376

Empréstimos e financiamentos - CCB CDI (10.269) (2.986) (13.255) (2.768) (5.482) 2.816 5.693

Empréstimos e financiamentos - NP CDI (15.138) (9.249) (24.387) (6.338) (12.771) 6.231 12.366

Instrumentos financeiros passivos CDI (61.945) (71.002) (132.947) (31.909) (63.611) 32.095 64.435

Swap - Ponta Passiva - Citibank N.A. CDI (5.106) (2.731) (7.837) (1.539) (3.058) 1.559 3.139

Instrumentos financeiros derivativos CDI (5.106) (2.731) (7.837) (1.539) (3.058) 1.559 3.139 (65.162) (73.733) (138.895) (32.975) (65.724) 33.181 66.629

Risco

TJLP (11.306) (27.197) (38.503) (7.238) (14.333) 7.238 14.333

Instrumentos financeiros passivos TJLP (11.306) (27.197) (38.503) (7.238) (14.333) 7.238 14.333 (11.306) (27.197) (38.503) (7.238) (14.333) 7.238 14.333

Risco

Citibank N.A. Dólar (36.813) (37.451) (74.264) (18.611) (37.222) 18.611 37.222

Principal Dólar (34.420) (36.161) (70.581) (17.645) (35.291) 17.645 35.291

Encargos Dólar (2.393) (1.290) (3.683) (966) (1.931) 966 1.931

Instrumentos financeiros passivos Dólar (36.813) (37.451) (74.264) (18.611) (37.222) 18.611 37.222

Swap - Ponta Ativa - Citibank N.A. Dólar 36.813 37.451 74.264 18.611 37.222 (18.611) (37.222)

Instrumentos financeiros derivativos Dólar 36.813 37.451 74.264 18.611 37.222 (18.611) (37.222) - - - - - - -

Risco

IPCA (17.015) (43.962) (60.977) (5.416) (10.831) 5.416 10.831

Instrumentos financeiros passivos IPCA (17.015) (43.962) (60.977) (5.416) (10.831) 5.416 10.831 (17.015) (43.962) (60.977) (5.416) (10.831) 5.416 10.831

Risco

Citibank N.A. - Encargos Libor (2.393) (1.290) (3.683) (491) (982) 491 982

Instrumentos financeiros passivos Libor (2.393) (1.290) (3.683) (491) (982) 491 982

Swap - Resultado - Citibank N.A. Libor 2.393 1.290 3.683 491 982 (491) (982)

Instrumentos financeiros derivativos Libor 2.393 1.290 3.683 491 982 (491) (982) - - - - - - -

27.2.2

31/12/2016

Até 1 mêsDe 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 ano De 1 a 5 anos

Mais de 5 anos Total Total

Passivos financeiros

Fornecedores 356.534 132.047 86.426 0,00 0,00 575.007 373.149

Outras contas a pagar - Partes relacionadas 0,00 0,00 106 533 0,00 639 537

Debêntures 0,00 0,00 75.382 284.376 0,00 359.758 284.789

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 2.825 8.867 150.082 466.160 75.935 703.869 514.368

Derivativos 0,00 0,00 229 6.499 0,00 6.728 9.922

Passivos financeiros setoriais 0,00 0,00 29.675 109.883 0,00 139.558 408.765

359.359 140.914 341.900 867.451 75.935 1.785.559 1.591.530

Os ativos financeiros mais expressivos da Companhia são demonstrados nas rubricas Caixa e equivalentes de caixa (Nota 5), Consumidores econcessionárias (Nota 6), Ativo financeiro indenizável (Nota 13.1) e Ativos e Passivos financeiros setoriais (Nota 7). A Companhia, em 31 dedezembro de 2017, tem em Caixa um montante cuja disponibilidade é imediata e Equivalentes de caixa que são aplicações financeiras de liquidezimediata que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa. Para Consumidores e concessionárias, os saldos apresentadoscompreendem um fluxo estimado para os recebimentos. Para Ativo financeiro indenizável, o saldo apresentado corresponde ao valor a receber doPoder Concedente ao final da concessão e está mensurado pelo valor novo de reposição. Os Ativos financeiros setoriais serão homologados peloPoder Concedente e recebidos por meio da tarifa nos próximos reajustes ou revisões tarifárias.

Empréstimos e financiamentos - BNDES

O risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira daCompanhia em cumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigaçõesfazem parte das divulgações. Informações com maior detalhamento sobre as debêntures e empréstimos captados pela Companhia são apresentados nas notas 16 e 17.

Risco de liquidez

As curvas futuras dos indicadores financeiros CDI, TJLP, Dólar, IPCA e Libor 3M estão em acordo com o projetado pelo mercado e alinhadas com aexpectativa da Administração da Companhia.

Empréstimos e financiamentos - BNDES

Em relação ao risco de racionamento, para o seu monitoramento, a Companhia utiliza como ferramentas o Subcomitê de Risco Energético que temcomo práticas: (i) a avaliação do cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões de atuação, das variáveis macro emicroeconômicas, e as especificidades de cada mercado, em um horizonte de cinco anos; (ii) a antecipação de potenciais impactos sobre a geraçãode energia elétrica, de forma assegurar o suprimento de energia; (iii) minimização dos impactos na receita; e (iv) evitar o desabastecimento dasconcessionárias.

Operação

A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduz o volume de água nosreservatórios das usinas hidrelétricas, ocasionando, além de um risco de racionamento de energia, um aumento no custo de aquisição de energia nomercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinastermoelétricas, gerando maior necessidade de caixa e consequentemente de aumentos tarifários futuros para a recomposição do equilíbrioeconômico-financeiro do Contrato de Concessão.

31/12/2017

A Companhia também gerencia o risco de liquidez por meio do monitoramento contínuo dos fluxos de caixa previstos e reais, bem como pela análisede vencimento dos seus passivos financeiros. A tabela abaixo detalha os vencimentos contratuais para os passivos financeiros registrados em 31 dedezembro 2017, incluindo principal e juros, considerando a data mais próxima em que a Companhia espera liquidar as respectivas obrigações.

A Administração da Companhia somente utiliza linhas de créditos que possibilitem sua alavancagem operacional. Essa premissa é afirmada quandoobservamos as características das captações efetivadas.

Aging cenário provável

Os riscos de liquidez atribuídos às rubricas de Debêntures e Empréstimos e financiamentos referem-se a juros futuros que, consequentemente, nãoestão contabilizados e encontram-se demonstrados na nota .

Os indicadores tiveram seus intervalos conforme apresentado a seguir: CDI entre 7,00% e 8,50% a.a.; TJLP entre 5,00% e 6,75% a.a; Dólar entreR$3,22 e R$3,73; IPCA entre 3,10% e 4,70% a.a.; e Libor entre 1,49% e 2,26% a.a..

Operação

Operação

Operação

Operação

48


27.2.2.1

27.2.2.2

27.2.3

Adicionalmente, como resultado parcial da Resolução Normativa nº 726/16, a ANEEL alterou a regulamentação vigente, permitindo a dedução daenergia contratada relativa ao consumo dos clientes especiais que migrarem para o mercado livre nos contratos que forem firmados após apublicação da referida Resolução (junho de 2016), todavia, a Companhia não possuía contratos firmados após esta data.

• Elevação do nível de contratação por meio da contratação nos Leilões A-6, A-5, A-3, A-1, A-0, de fontes alternativas (alterado pelo Decreto nº9.143/17), de ajuste e também por meio de participações no MCSD tanto de Energia Existente quanto de Energia Nova com declaração de déficit;

No entanto, aos CCGFs não foi dada a prerrogativa de redução do volume contratado para que a distribuidora pudesse administrar o seu nível decontratação. Com esta alteração, alheia à gestão das distribuidoras, este segmento passou a não possuir mecanismos suficientes para se protegercontra a redução de consumo e migração de clientes ao ambiente livre. Nomeadamente, passou a não mais poder participar do MCSD 4%,tampouco do MCSD Trocas Livres e do MCSD Mensal. Logo, não mais pôde realizar reduções de volume nos CCEARs de energia existente talcomo preconizado na Lei nº 10.848/04 e no artigo 29 do Decreto nº 5.163/04.

• (i) Diminuição do nível de contratação por meio da redução dos volumes dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado –CCEARs de energia existente por quantidade, com redução anual de até 4% do volume contratado por variações de mercado; (ii) declaração inferiora 96% do montante de reposição em Leilões A-1 (alterado pelo Decreto nº 8.828/16); (iii) redução de contratos de energia existente por quantidadepor migração de consumidores convencionais ao Ambiente de Contratação Livre (ACL); (iv) acordos bilaterais; e (v) participação em MCSD’s comdeclaração de sobra.

Com a publicação da Lei nº 12.783/13, que tratou da prorrogação das concessões do setor de energia elétrica, os agentes detentores de usinashidrelétricas cujo prazo de concessão terminasse em até cinco anos puderam solicitar a renovação da concessão, submetendo-se ao regime deCotas de Garantia Física, alocadas às distribuidoras por meio dos Contratos de Cotas de Garantia Física - CCGFs. Assim, a partir de 2013, osCCGFs substituíram parte dos CCEARs de energia existente das distribuidoras.

Além dos contratos CCGFs, que não apresentam a prerrogativa de redução do volume contratado, a perda de flexibilidade das distribuidoras nagestão de suas sobras contratuais foi potencializada pela introdução de CCEARs de energia existente por disponibilidade nos seus portfólios, osquais também não preveem cláusula contratual específica que permita a redução do montante contratado.

Os contratos de concessão de distribuição priorizam o atendimento abrangente do mercado, sem que haja qualquer exclusão das populações debaixa renda e das áreas de menor densidade populacional. Desta forma, o atendimento e aceite ao novo consumidor cativo dentro da área deatuação da concessionária que presta o serviço na região é regra integrante do contrato de concessão.

No exercício, a sobrecontratação de energia afetou positivamente o resultado da Companhia em R$41.063.

Além do controle de covenants atrelado ao risco de liquidez, existem garantias contratadas (Nota 29.2) para as rubricas de Empréstimos,financiamentos e Debêntures. Essas garantias contratuais são o máximo que a Companhia pode ser exigida a liquidar, conforme os termos doscontratos de garantia financeira, caso o valor total garantido seja executado pela contraparte decorrente de falta de pagamento. Para a rubrica deCompra de Energia, as garantias estão vinculadas, em sua maioria, aos recebíveis da Companhia, passiveis de alteração decorrente de eventuaisperdas de crédito nestes recebíveis.

Com a publicação do Decreto nº 9.143/17, passou-se a reconhecer a exposição contratual involuntária das distribuidoras sempre que observada acondição do máximo esforço do agente, em razão de: (i) compra frustrada de energia elétrica em leilões de contratação; (ii) acontecimentosextraordinários e imprevisíveis decorrentes de eventos alheios à vontade do agente vendedor, reconhecidos pela ANEEL; (iii) alterações nadistribuição dos CCGFs, na disponibilidade de energia e potência da Itaipu Binacional, do PROINFA e, a partir do ano de 2013, das Usinas Angra 1 eAngra 2; e (iv) exercício da opção de compra por consumidores livres e especiais. Contudo, apesar de reconhecida a exposição involuntária, oscritérios de cumprimento da condição de máximo esforço do distribuidor ainda não foram estabelecidos.

Vencimento antecipado de dívidas

Risco de crédito

Assim, para a distribuição de energia elétrica o instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é o Contas a receber deconsumidores. As regras para composição das perdas estimadas com créditos de liquidação duvidosa atendem à fundamentação disposta peloregulador e premissas aprovadas pela Administração da Companhia.

No setor de energia elétrica as operações realizadas estão direcionadas ao regulador que mantém informações ativas sobre as posições de energiaproduzida e consumida. As comercializações são geradas a partir de leilões, contratos, entre outros e esse mecanismo agrega confiabilidade econtrola a inadimplência entre participantes setoriais.

A pulverização da venda de energia elétrica a essa base consumidora atribui menor volatilidade aos recebimentos da Companhia, pode-se levar emface a composição de 12,05% de estimativas de não realização dos créditos conforme nota 6.

O risco de crédito compreende a possibilidade da Companhia não realizar seus direitos. Essa descrição está diretamente relacionada às rubricas deCaixa e equivalentes de caixa, Consumidores e concessionárias, Cauções e depósitos vinculados, entre outras.

A Companhia possui contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures com cláusulas restritivas (Covenants) , normalmente aplicável a essetipo de operação, relacionada ao atendimento de índice financeiro.

Covenants são indicadores econômico-financeiros de controle da saúde financeira da Companhia exigidos nos contratos de ingresso de recursos. Onão cumprimento dos covenants impostos nos contratos de empréstimos e financiamentos pode acarretar em um desembolso imediato ouvencimento antecipado de uma obrigação com fluxo e periodicidade definidos. A relação dos covenants por contrato aparecem descritosindividualmente nas notas 16 e 17. Até 31 de dezembro de 2017 todos os covenants das obrigações contratadas foram atendidos em sua plenitude.

No cenário atual, além da queda no consumo ocasionada por uma conjuntura econômica adversa e imprevisível com 3 a 6 anos de antecedência, aforte elevação nas tarifas do mercado regulado em contrapartida de um preço baixo no mercado livre, levaram muitos clientes a migrarem doambiente cativo ao livre, motivados por uma redução do custo com a compra de energia. Ambos os fatores levaram as distribuidoras a um cenáriogeneralizado de sobrecontratação.

A estratégia para contratação de energia pela Companhia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 105%,minimizando os riscos com a compra de energia para atendimento ao mercado cativo. Para tal, a cada processo de decisão do montante dedeclaração de compra de energia em leilão e da participação em Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, utilizam-se demodelos estatísticos para a projeções de diversos cenários de consumo, onde correlaciona-se variáveis climáticas, econômicas e tarifárias, além demodelos de otimização que buscam a minimização do custo, risco de penalidade e não-repasse tarifário. Na regulação atual, a expansão em lastro do sistema energético nacional é garantida por meio da contratação de energia de longo prazo pelasdistribuidoras, por meio da projeção do seu mercado cativo, com 3 a 6 anos de antecedência em relação ao período de suprimento da energiaelétrica adquirida (alterado pelo Decreto nº 9.143/17), ou seja, as decisões de contratações utilizam-se de projeções econômicas de longo prazo queem situação de normalidade não apresentam grandes variações. O montante dos compromissos contratuais para compra de energia futura firmadosaté 31 de dezembro de 2017 estão apresentados na nota 29.1.

Conforme previsto na regulamentação do setor, em especial no Decreto nº 5.163/2004, se a energia contratada estiver dentro do limite de até 5%acima da necessidade total da distribuidora, haverá repasse integral às tarifas do custo incorrido com a compra de energia excedente e daconsequente liquidação ao PLD. Contudo, quando a distribuidora ultrapassar o referido limite, sendo este ocasionado de forma voluntária, ficaexposta à variação entre o preço de compra e o de venda do montante excedente no mercado de curto prazo.

Para mitigação dos riscos de sobre e subcontratação (exposição), há instrumentos previstos na regulamentação para que as distribuidoras possamelevar ou reduzir o volume de energia contratada, ou seja, administrar seus portfólios de contratos. São eles:

Risco de sobrecontratação

49


Nota 31/12/2017 31/12/2016Classificação da instituição financeiraAAA 27.047 166.208 AA 0,00 150.601

5 27.047 316.809

27.2.4

27.2.5

31/12/2017 31/12/2016

Total dos empréstimos e debêntures 1.070.355 809.079

(-) Caixa e equivalentes de caixa (132.915) (355.496)

Dívida líquida 937.440 453.583

Total do Patrimônio Líquido 1.105.701 1.002.182

Total do capital 2.043.141 1.455.765

Índice de alavancagem financeira - % 45,88% 31,16%

28

28.1

Variação monetária e

cambial Valor justoAdições/ baixas Outros

Cauções e depósitos vinculados 11 1.072 0,00 0,00 0,00 0,00 2 1.074

Dividendos 15 55.888 (55.888) 0,00 0,00 55.780 0,00 55.780

Empréstimos, financiamentos e debêntures 17 809.079 166.665 3.962 (2.800) 93.449 0,00 1.070.355

866.039 110.777 3.962 (2.800) 149.229 2 1.127.209

28.2

2017 201655.780 55.888

4.154 3.150

59.934 59.038

2929.1

A Administração entende que as operações de aplicações financeiras contratadas não expõem a Companhia a riscos significativos que futuramentepossam gerar prejuízos materiais.

Outra importante fonte de risco de crédito é associada às aplicações financeiras. A administração desses ativos financeiros é efetuada por meio deestratégias operacionais com base nas políticas e controles internos visando assegurar liquidez, segurança e rentabilidade.

A Companhia opera apenas com instituições financeiras cuja classificação de risco seja no mínimo A na agência Fitch Ratings (ou equivalente paraas agências Moody’s ou Standard & Poor’s). Segue abaixo os montantes de aplicações financeiras segregadas por classificação de riscos:

Em conformidade com o CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa, seguem abaixo as mudanças ocorridas nos ativos e passivosdecorrentes das atividades de financiamento, incluindo os ajustes para conciliar o lucro:

Nota

Efeito não caixa

Saldo em 31/12/2017Efeito caixa

Transações não envolvendo caixa

Saldo em 31/12/2016

Todas as atividades de investimento e financiamento que não envolveram movimentação de caixa e, portanto, não estão refletidas em nenhumarubrica da demonstração do fluxo de caixa, estão demonstradas abaixo:

Capitalização de juros de empréstimos e debêntures ao intangível

Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem essencialmente acordos e compromissos necessários para o decurso normal daatividade operacional da Companhia, inclusive aqueles compromissos contratuais que ultrapassam a data final da concessão, atualizados com asrespectivas taxas projetadas e ajustados ao valor presente pela taxa que corresponde o custo médio de capital (WACC) do Grupo EDP.

Compromissos contratuais e Garantias

Em 31 de dezembro de 2017 a Companhia apresenta os compromissos contratuais, não reconhecidos nas demonstrações financeiras, apresentadospor maturidade de vencimento.

Compromissos contratuais

Risco regulatório

Total

Para manter ou ajustar a estrutura do capital, o Grupo EDP - Energias do Brasil pode rever a política de pagamento de dividendos, devolver capitalaos acionistas ou, ainda, emitir novas ações para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento.

As atividades da Companhia são regulamentadas e fiscalizadas pelas agências reguladoras (ANEEL, ARSESP etc.) e demais órgãos relacionadosao setor (MME, CCEE etc.). A Companhia tem o compromisso de estar em conformidade com todos os regulamentos expedidos, sendo assim,qualquer alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre suas atividades. A mitigação dos riscos regulatórios é realizada por meio do monitoramento dos cenários que envolvem o negócio. Adicionalmente, a Companhiaatua na discussão dos temas de seu interesse disponibilizando estudos, teses e experiências aos públicos formadores de opinião.

Atividades de financiamento

Constituição de dividendos e JSCP a pagar

As decisões sobre aplicações financeiras são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros da Companhia, que estabelececondições e limites de exposição a riscos de mercado avaliados por agências especializadas. A política determina níveis de concentração deaplicações em instituições financeiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia, de forma a manter umaproporção equilibrada e menos sujeita a perdas.

Estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias doBrasil, são realizadas periodicamente baseadas nas informações extraídas dos relatórios de riscos.

Gestão de capitalOs objetivos da Administração ao administrar o capital são os de salvaguardar a capacidade de continuidade da Companhia para oferecer retornoaos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo.

A principal ferramenta na mitigação do risco de não realização do contas a receber de consumidores é a suspensão do fornecimento de energiaelétrica aos consumidores inadimplentes. Anterior a essa etapa a Companhia realiza diversos métodos de cobrança tais como cobrançasadministrativas, notificações na fatura de energia e via SMS, protesto junto aos cartórios, restrição de crédito junto às empresas de proteção aocrédito, entre outras. A Companhia oferece diversos canais de atendimento para facilitar o contato com o consumidor, dentre elas, call centers , lojas de atendimento presencial, internet, aplicativo, além de realização de feirões para acordos de pagamentos.

Demonstrações dos Fluxos de Caixa

Em conformidade com o CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa, as transações de investimento e financiamento que não envolveram ouso de caixa ou equivalentes de caixa não devem ser incluídas na demonstração dos fluxos de caixa.

50


31/12/2016

2018 2019 a 2020 2021 a 2022A partir de

2023 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais Responsabilidades com locações operacionais110.059 5.305 840 0,00 16.204 3.971

Obrigações de compra Obrigações de compra12.828.291 5.530.279 4.815.524 15.373.043 28.547.137 28.321.879

Compra de energia Compra de energia12.027.219 4.146.081 3.927.299 13.120.377 23.220.976 25.424.186

Encargos de conexão e transporte de energia Encargos de conexão e transporte de energia1362.129 969.024 871.610 2.250.711 4.453.474 2.212.053

Materiais e serviços Materiais e serviços1438.943 415.174 16.615 1.955 872.687 685.640

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures190.950 94.228 22.541 4.882 212.601 149.471

2.929.300 5.629.812 4.838.905 15.377.925 28.775.942 28.475.321

31/12/2016

2018 2019 a 2020 2021 a 2022A partir de

2023 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais Responsabilidades com locações operacionais27.942 4.451 751 0,00 13.144 3.221

Obrigações de compra Obrigações de compra22.685.171 5.614.083 5.385.895 25.799.130 39.484.279 37.985.757

Compra de energia Compra de energia21.976.491 4.324.776 4.427.285 22.965.949 33.694.501 33.943.649

Encargos de conexão e transporte de energia Encargos de conexão e transporte de energia2362.129 943.727 943.727 2.831.181 5.080.764 3.479.170

Materiais e serviços Materiais e serviços2346.551 345.580 14.883 2.000 709.014 562.938

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures272.415 93.840 26.860 7.734 200.849 172.707

2.765.528 5.712.374 5.413.506 25.806.864 39.698.272 38.161.685

29.2

Tipo de garantia 31/12/2017 31/12/2016

Seguro de vida 131.923 135.209

Ações judiciais 49 49

Empréstimos e financiamentos 642 642

Compra de energia 302 299

Outros 81 81

Ações judiciais 127.958 188.765

Outros 260 321

Empréstimos e financiamentos 352.159 290.685

Compra de energia 108.775 124.223


Outros 31.403 17.868


Ações judiciais 377.247 18.692

1.352.398 1.003.278

30

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Subestações 425.283 32.000 394.889 29.000

Prédios e conteúdos (próprios e terceiros) 57.673 57.673 60.433 60.433

Transportes (materiais) 0,00 0,00 2.800 2.800

Transportes (veículos) 2.029 2.029 1.600 1.600

Seguro de vida 131.923 (*) 135.209 (*)

31

31.1

Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem os mesmos compromissos contratuais demonstrados acima, todavia, estãoatualizados com as respectivas taxas na data-base de 31 de dezembro de 2017, ou seja, sem projeção dos índices de correção, e não estãoajustados a valor presente.

Garantias

31/12/2017

Aval de acionista

* * *

(ii) Responsabilidade civil ambiental, com cobertura de até R$18.218; e

31/12/2017

A Companhia possui seguro patrimonial das subestações onde, dentre os itens segurados, destacam-se máquinas e equipamentos de transmissão edistribuição de energia elétrica.

As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma revisão das demonstrações financeiras econsequentemente, não foram auditadas pelos auditores independentes. Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:

Cobertura de seguros

A Companhia mantém apólices de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas e regidas por norma de contratação emanutenção de seguros aprovado pela Diretoria do Grupo EDP – Energias do Brasil. A contratação de seguros leva em consideração a natureza e ograu de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e responsabilidades.

Eventos Subsequentes

Em 3 de janeiro de 2018, a Companhia realizou a segunda integralização da 8ª emissão de debêntures no valor de R$100.000. A emissão possuivencimento em janeiro de 2021, com amortizações anuais a partir de janeiro de 2020 e juros semestrais a partir de julho de 2018. O custo daemissão é de 107,50% do CDI.

Segunda integralização da 8° emissão de debêntures

(*) O valor de indenização será de 24 vezes o salário do colaborador, sendo o limite máximo de R$556 até o cargo de diretor. Para os cargos de vice-presidente e presidente o limite máximo é de R$1.389.

31/12/2016

Depósito caucionado

Fiança bancária

Fiança corporativa

Recebíveis

Notas promissórias

Seguro garantia

Modalidade

(iii) Responsabilidade civil de administradores e diretores, com cobertura de até R$82.705.

(i) Responsabilidade civil geral, com cobertura de até R$50.000;A EDP - Energias do Brasil possui cobertura de Responsabilidade Civil, estendida para a Companhia, com os limites conforme apresentados abaixo:

31/12/2017

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Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira SetasPresidente Vice-Presidente

Diretor de Contabilidade, Tributos e Gestão de Ativos

Michel Nunes ItkesDiretor-Presidente

Luiz Otavio Assis HenriquesConselheiro

Contador - CRC 1SP271964/O-6Gestor de Contabilidade

Michel Nunes Itkes

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Renan Silva Sobral

Diretor Comercial e Diretor de DistribuiçãoMarney Tadeu Antunes

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

André Luis Nunes de Mello Almeida

Conselheiro

Fernando Peixoto SalibaDiretor de Sustentabilidade

Conselheiro

DIRETORIA

José Roberto Pascon

Diretor de Planejamento e Engenharia

Donato da Silva Filho Dyogenes RosiDiretor de Regulação e Diretor de Gestão de

Ativos e Administrativo

CONTABILIDADE

Henrique Manuel Marques Faria Lima FreireConselheiro

Pompeu Freire de Mesquita

Carlos Emanuel Baptista Andrade

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO - 2017

MENSAGEM DO PRESIDENTE No ano de 2017, a EDP São Paulo manteve sua estratégia de melhoria na qualidade do serviço, reforço da eficiência, combate às perdas e inadimplência e na execução do seu plano de investimentos, com foco na satisfação do cliente. Esta estratégia foi desenvolvida buscando o equilíbrio entre clientes, fornecedores, colaboradores, acionistas e sociedade em geral.

Continuou sendo um ano desafiador, com a retração econômica e degradação dos indicadores sociais foi necessário intensificar as ações com resultados efetivos que podem ser observados com a reversão da tendência de PDD e contenção das perdas e fraudes. Foram realizados investimentos com foco na ampliação da telemedição de clientes, substituição de medidores obsoletos e na construção de redes anti-furto. Como resultado as perdas não técnicas na baixa tensão apresentaram queda de 0,40 p.p. em relação a 2016.

Com sinais de retomada do cenário econômico, registramos um aumento de 1,9% no número de clientes em relação a 2016 representando 34 mil de novos clientes conectados à rede de distribuição de energia da companhia e com aumento do volume de energia distribuída em 2017 em 2,4% em comparação com o ano anterior.

Reforçamos os investimentos na rede de Distribuição no combate às perdas e novas tecnologias. Os investimentos líquidos totalizaram R$ 269,7 milhões, 9,5% acima dos montantes de 2016, destinados principalmente ao reforço do sistema elétrico, com foco em projetos de redes protegidas e religadores automáticos, os quais garantem maior confiabilidade e eficiência ao fornecimento de energia elétrica. O reconhecimento veio no Prêmio da ABRADEE na categoria Gestão Operacional, onde a EDP São Paulo ficou em 1º lugar, esse prêmio contempla os indicadores de perdas de energia na MT e BT, continuidade do fornecimento, segurança, qualidade do faturamento e inadimplência.

Na continuidade da busca de eficiência, produtividade e qualidade na execução, a EDP São Paulo, de modo pioneiro, iniciou a utilização de robôs de primeira geração que são capazes de automatizar processos manuais e repetitivos. Além disso, reforçou as iniciativas de aplicação de metodologias de Orçamento Base Zero e implementou novas teconologias de analytics, permitindo que os custos operacionais ficassem abaixo da inflação, sendo fortemente impactado pela redução da PDD em 32,3% em comparação com o ano anterior. Outro fato importante foi o Reajuste Tarifário que em relação a tarifa praticada, o efeito percebido pelos clientes foi um aumento médio de 24,3%, que considera o maior reconhecimento de perdas e também a redução dos custos de compra de energia. Enfim, as conquistas foram importantes mas permanecem os desafios de manutenção da trajetória de mais eficiência, melhoria continua e excelência na gestão para atender as expectativas de nossos clientes, colaboradores, sociedade e acionistas. Michel Nunes Itkes Diretor presidente

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A COMPANHIA

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

A partir de abril de 2005 passou a ser subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A.. A sua sede está localizada na cidade de São Paulo, maior centro econômico-financeiro da América Latina. Atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, abrangendo cerca de 4,5 milhões de habitantes, compreendidos entre 2,5 milhões no Alto Tietê e 2,0 milhões no Vale do Paraíba e Litoral Norte. CENÁRIO MACROECONÔMICO

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

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

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

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

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

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

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AMBIENTE REGULATÓRIO Alterações Regulatórias Bandeiras Tarifárias Instituídas em 2015, as Bandeiras Tarifárias têm como objetivo sinalizar os custos reais da produção de energia elétrica. A bandeira verde indica que o custo de produção de energia está mais baixo, não sendo aplicada nenhuma modificação nas tarifas. As bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo de produção de energia, ocasião em que é aplicado um valor adicional à tarifa. Em 24 de outubro de 2017, a ANEEL apresentou a proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias, com mudanças nos valores cobrados dos consumidores e inclusão de novos critérios no cálculo, como os custos relacionados ao déficit hídrico. Com a hidrologia desfavorável, a diretoria da agência reguladora votou, em caráter excepcional, por implementar a mudança prevista para janeiro/fevereiro de 2018 em novembro de 2017. Desta forma, os valores das bandeiras amarela e vermelha sofreram alterações: a bandeira vermelha passou a ter dois patamares, cujos adicionais são de R$ 3,00 e de R$ 5,00, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos, e a bandeira amarela passou a representar custos adicionais de R$ 1,00, aplicados a cada 100 kWh. Governança Corporativa Em novembro de 2017, a ANEEL regulamentou os critérios sobre a avaliação da qualidade dos sistemas de governança corporativa dos agentes de distribuição de energia elétrica. Baseada na regulação por in-centivos, a norma estabelece parâmetros nos temas transparência, estrutura da alta administração, rela-ções de propriedade, controle interno e conformidade regulatória, resultando na classificação das distribui-doras em alto, médio ou insuficiente nível de governança conforme a adesão às boas práticas enunciadas no regulamento. Além de incentivar a eficiência da gestão corporativa, a norma atua por meio de sua clas-sificação qualitativa e quantitativa para a melhoria da qualidade do serviço prestado ao consumidor. Revisão Tarifária Extraordinária A ANEEL regulamentou os requisitos prévios para admissibilidade dos pedidos de Revisão Tarifária Perió-dica (RTE) das distribuidoras, além do procedimento administrativo necessário. A edição do normativo foi motivada pelo aumento do número de pedidos de RTE pelos concessionários e a ausência de critérios mais objetivos para a solicitação. A Resolução Normativa define os critérios mínimos de admissibilidade, tais como o fato gerador, evidência do desequilíbrio econômico-financeiro e o nexo de causalidade entre eles. Caso evidenciado os elementos mínimos de admissibilidade, a ANEEL precisaria abrir uma audiência pú-blica específica para colher contribuições da sociedade, antes de sua deliberação. REVISÕES TARIFÁRIAS E REAJUSTES TARIFÁRIOS Em outubro, a ANEEL homologou o Reajuste Tarifário Anual da EDP São Paulo, aplicado a partir de 23 de outubro de 2017. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores foi de +24,37%, sendo 27,31% para os consumidores conectados em alta e média tensão e 22,67% para os consumidores conectados em baixa tensão. A parcela B foi ajustada em -0,60 p.p., resultando em R$ 806,6 milhões. Para o período tarifário, a componente Produtividade (Pd) anual do Fator X foi estabelecida em 1,14%, enquanto a componente T (Trajetória de Custos Operacionais) foi de -0,24%. Quanto à componente Q, referente à variação dos indi-cadores de qualidade do serviço DEC e FEC, foi de 0,33%. A parcela A da concessionária foi definida em R$ 3.234 milhões, e os itens financeiros reconhecidos pela ANEEL nesse processo foram de R$ 159 mi-lhões.

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MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA Balanço Energético (MWh) O Balanço Energético retrata a energia contratada para atendimento ao mercado da Companhia e as perdas na distribuição e na rede básica, sendo o saldo ajustado no Mercado de Curto Prazo.

Compra de Energia A compra de energia em 2017 foi de 11.356,1 GWh, menor em 2,8% à de 2016. Deste montante, as com-pras compulsórias de Itaipu e do Proinfa representam 23,9%, as compras no ACR (CCEAR e Contrato de Ajuste) 76,0% e os Contratos Bilaterais 0,1%. DESEMPENHO OPERACIONAL A EDP São Paulo vendeu, no ano de 2017, 8.026,9 GWh para os clientes cativos, permissionárias e con-sumo próprio, queda de 7,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. O resultado está impactado pelo desempenho das classes industrial e comercial, em consequência a redução da economia (produção e consumo). A energia em trânsito, distribuída a clientes livres, totalizou 6,826,7 GWh em 2017, apresentando um au-mento de 16,6% em relação ao mesmo período do ano anterior, devido melhora do setor residencial e rural. A energia distribuída pela EDP São Paulo, que compõe o mercado cativo e livre, aumentou 2,4% no mesmo período, totalizando 14.853,7 GWh. Considerando a energia de curto prazo tivemos um aumento de 4,1%, passando para 16.424,2 GWh.

EDP SÃO PAULO 2017 2016

Itaipu + Proinfa 2.709.792 2.676.065

Leilão 8.634.329 8.878.594

Outros¹ 11.985 126.711

Energia em Trânsito 6.826.779 5.855.492

Total Energia Recebida 18.182.885 17.536.861

Perdas Transmissão 181.727 191.604

Perdas de Itaipu 142.201 132.157

Vendas C.Prazo -1.570.559 -1.276.736

Ajustes C.Prazo -13.198 -19.980

Total Perdas 1.907.685 1.620.477

Energia Requerida 16.275.200 15.916.384

Suprimento 46.410 43.200

Fornecimento 7.980.548 8.602.861

Perdas e Diferenças 1.421.464 1.414.831

Energia em Trânsito 6.826.779 5.855.492

Total Energia Distribuida 16.275.200 15.916.384

(1) Bilaterais e Compras no Curto Prazo

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QUALIDADE Os indicadores DEC e FEC, apresentam-se em total conformidade com os padrões estabelecidos pela ANEEL, sendo em 2017 registradas 7,87 horas e 4,96 interrupções, respectivamente, refletindo os investi-mentos realizados para ações de manutenção preventiva, obras de melhoria, inovações nos ativos do sis-tema elétrico de distribuição e melhoria constante nos processos adotados por todas as áreas envolvidas com a operação do sistema.

PERDAS TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS As perdas totais em 2017 foram de 8,73%, redução de 0,16 p.p. em relação a 2016. As perdas técnicas reduziram 0,01 p.p., passando de 5,51% para 5,50% e as perdas não técnicas reduziram 0,14 p.p. passando de 3,37% para 3,23%.

2017 2016 2017 2016

Fornecimento

Residencial 3.671.770 3.586.887 1.676.680 1.646.098

Industrial 1.404.708 1.854.865 13.022 12.402

Comercial 1.909.316 2.141.011 126.737 123.741

Rural 82.631 80.191 7.904 7.962

Outros (1) 905.967 933.703 14.002 13.674

Consumo próprio 6.155 6.206 165 167

Total Fornecimento 7.980.547 8.602.863 1.838.510 1.804.044

Suprimento 46.410 43.200 2 2

Total Fornecimentoe suprimento

8.026.957 8.646.063 1.838.512 1.804.046

Disponibilização do Sistema de Distribuição

6.826.779 5.855.492 452 379

Total Energia Distribuída 14.853.736 14.501.555 1.838.964 1.804.425

Energia de curto prazo 1.570.559 1.269.557

Receita Operacional Líquida 16.424.295 15.771.112 1.838.964 1.804.425

(1) Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público

Energia DistribuídaConsumidoresMWh

Janeiro a Dezembro

Indicador 2014 2015 2016 2017

Real 7,62 7,99 8,47 7,87

Meta Aneel Regulatoria 9,05 8,78 8,61 8,41

Real 5,35 4,85 5,42 4,96

Meta Aneel Regulatoria 7,55 7,23 7,15 6,59

DEC = Duração Equivalente de interrupções por Clientes (horas - média cliente/ano)

FEC = Frequência Equivalente de interrupções por Cliente (interrupções - média clien-te/ano)

Nota: O DEC e FEC das distribuidoras divulgados no trimestre são prévios, uma vez que o indicador final é divulgado até 30 dias após o fechamento do mês.

Unidade

DEC Horas

FEC Vezes

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Combate às Perdas Não Técnicas A EDP São Paulo encerra o ano de 2017 com Perdas Não Técnicas de 9,57% sobre o mercado de baixa tensão e a Perda Total no valor de 8,73%, que é a diferença entre a energia adquirida e a energia fatu-rada.

O resultado mostra uma redução de 0,40 p.p. no índice de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão em relação ao índice verificado em dezembro do ano anterior, que foi de 9,98%. Já nas perdas totais a redução foi 0,16 p.p. em relação a dezembro de 2016, quando o resultado foi de 8,89%.

Em 2017, a EDP São Paulo desembolsou R$ 39,8 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos, R$ 29,8 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instala-ção de rede especial, painéis de medição blindados e monitorados e telemedição) e R$ 10 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares).

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

5.41% 5.51% 5.50%

3.55% 3.37% 3.23%

8.97% 8.89% 8.73%

2015 2016 2017

Perdas Técnicas e Não Técnicas (%)

Não Técnicas Técnicas

10.60%

9.98%

9.57%

2015 2016 2017

Não Técnicas Mercado BT

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PRINCIPAIS DADOS DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

RELACIONAMENTO COM O CLIENTE A EDP São Paulo segmenta seus clientes por nível de tensão de fornecimento, a saber, clientes de baixa, média e alta tensão e por classe de clientes, pertencentes às esferas pública e privada. A distribuidora possui estrutura para atender seus diversos públicos, oferecendo acesso a canais de relacionamento pre-sencial, virtual e telefônico.

O atendimento telefônico, realizado pelo Call Center, em conformidade com as exigências regulatórias do setor, oferece atendimento de caráter emergencial e comercial para os clientes de baixa tensão. Em 2017 foram atendidas 1,6 milhões de chamadas. Para os clientes de média e alta tensão há uma estrutura ex-clusiva de atendimento telefônico personalizado e gratuito. Os canais virtuais compreendem: Agência Virtual (web), App (com chat) e SMS.

Abaixo, alguns detalhes das etapas de 2017:

• Aplicativo EDP: Lançado para dispositivos móveis (smartphones e tablets), o aplicativo baixado gratuitamente facilita o contato dos clientes com a distribuidora, trazendo praticidade na solicitação de serviços. A partir da funcionalidade de chat em tempo real, o cliente pode obter informações e esclarecer dúvidas. Agência virtual: A página de serviços da EDP na internet (www.edp.com.br) passou por mais uma série de reformulações em 2017 incluindo novos serviços, com layout moderno e maior acessibilidade, tais como: solicitação de ligação nova, entrada de projeto elétrico, acordo de pagamento e inclusão de chat web. Este canal de relacionamento que permite o acesso, de forma segura, com a criação de login e senha para o cliente, ou através de conta de Gmail e Facebook, contribuindo para aprimorar o atendimento, dando maior conforto e celeridade na execução das solicitações, além de facilitar o acompanhamento das mesmas pelos clientes, com maior interação e agilidade no tráfego de dados, dentro dos mais elevados padrões de segurança das informações. Nestes canais

Descrição 2017 2016 Var. %Subestações

Quantidade 56 54 3.7

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

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

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

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

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

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

Urbano 50,145 49,044 2.2

Rural 16,991 16,808 1.1

Subterrâneo 71 67 6.0

Potência Instalada na Distribuição Própria (MVA) 4,017 3,923 2.4

Urbano 3,547 3,465 2.4

Rural 430 421 2.2

Subterrâneo 40 37 7.2

Postes em Redes de Distribuição - Quantidade 560,803 555,812 0.9

Urbano 416,984 413,546 0.8

Rural 143,819 142,266 1.1

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virtuais em 2017 foram realizados 7,4 milhões de acessos, entre a utilização de serviços e consultas.

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

A distribuidora oferece também o serviço de Ouvidoria, que deve ser acionado sempre que as manifesta-ções relativas à prestação do serviço e aos direitos do consumidor não forem solucionadas pelos demais canais de atendimento e pode ser contatada por meio de central de tele atendimento - CTA dedicada, e-

mail, Whatsapp, correspondência ou ainda presencialmente.

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

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) Em 2017, foram encerrados dois e iniciados nove projetos de P&D, permanecendo assim vinte e quatro projetos em execução, com investimentos na ordem de R$ 7,35 milhões. Dentre projetos encerrados, des-taca-se a inauguração do 1º Laboratório de Smart Grids da América Latina, instalado na Universidade de São Paulo (USP) e disponibilizado para a sociedade e setor elétrico brasileiro em 2017. Nos projetos em andamento, são destacados o projeto de P&D, “SIAD-AERO”, um sistema autônomo cooperativo de pla-nejamento e execução de inspeção nos ativos do sistema elétrico, que capta imagens nas bandas do visí-vel, infravermelho e ultravioleta, através da utilização de sensores embarcados em aeronaves remota-mente tripuladas de asa fixa e asa móvel. Realizando o processamento destas informações em uma base no solo e de forma off-line para detectar anomalias existentes e apresentar um plano de ação para a cor-reção das mesmas. E o de P&D “Geração distribuída urbana utilizando sistemas fotovoltaicos e armaze-namento de curto prazo”, visa, tanto preparar a EDP para a regulamentação e penetração desta tecnolo-gia, quanto estudar e propor modelos de negócio que tragam benefícios tanto para a empresa quanto ao consumidor.

Ressaltamos que os resultados obtidos nos projetos de P&D foram amplamente divulgados à comunidade científica, através da participação em seminários nacionais e internacionais e publicação de artigos em revistas especializadas. Eficiência Energética Por meio do PEE, a EDP São Paulo investiu R$ 13,9 milhões, beneficiando comunidades de baixo poder aquisitivo por meio do projeto Boa Energia na Comunidade, que consiste nas substituições de chuveiros elétricos por trocadores de calor, lâmpadas ineficientes por LED e instalações de kits padrão de entrada para adequação do fornecimento de energia. Outro projeto em comunidade de baixa renda é o projeto Boa Energia Solar, que substitui os chuveiros elétricos, uns dos grandes vilões de consumo de energia de uma residência, por sistemas de aquecimento solar (reservatório térmico e coletor solar), e para otimizar ainda mais os ganhos, é realizada a substituição de lâmpadas ineficientes por lâmpadas LED.

Além dos projetos mencionados, dois projetos tiveram um grande destaque em 2017, o projeto Eficiência Solidária, que atendeu mais de 12,5 mil clientes, consiste na substituição de lâmpadas ineficientes de cli-entes residenciais por lâmpadas LED, utilizando uma unidade móvel (Led Truck) como posto de troca, ainda

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dentro do projeto, a cada 80 lâmpadas substituídas uma foi doada para entidade beneficente, a segunda ação que merece destaque foi a Gincana cultural Xô Desperdício, que foi realizada para as escolas partici-pantes do projeto Boa Energia nas Escolas. A gincana foi dividida em atividades, onde as escolas publica-ram vídeos na internet e foram contabilizadas todas as curtidas, proporcionalmente ao número de habitan-tes de cada município, sendo que as dez primeiras colocadas foram contempladas com um sistema fotovol-taico.

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

ANÁLISE DO DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

A margem bruta apresentou um aumento de 13,7% em 2017 em relação à 2016, atingindo R$ 889,0 mi-lhões. Este resultado reflete os principais efeitos: i) Melhora do mercado pelos efeitos de expansão do número de clientes e aumento da atividade econô-

mica resultou em impacto de positivo de R$ 24 milhões face a 2016; ii) Aumento da Parcela B em outubro/2016 resultou em um efeito tarifa de R$ 37 milhões em 2017; iii) Aplicações de medidas para redução das perdas na área de concessão contribuíram para um registro

menor em relação a 2016. iv) Ganhos com sobrecontratação de R$ 41,1 milhões, +R$ 76,4 milhões quando comparado à 2016; v) Atualização de ganhos com VNR, resultando em uma queda de R$ 14,8 milhões com relação à 2016; vi) Outros efeitos tiveram uma redução de R$ 25,7 milhões, quando comparado à 2016. Entre esses efei-

tos estão PIS/Cofins, neutralidade do não faturado e efeitos da mudança da metodologia da CVA em 2016.

Os gastos gerenciáveis encerraram 2017 com R$ 834,7 milhões, considerando as receitas de construções que possuem valor nulo no resultado. Desconsiderando este valor, os gastos gerenciáveis fecharam em R$ 564,9 milhões, uma redução de 3,4% face à 2016. Composto de:

2017 2016 %

Receita operacional líquida 3.975.741 3.140.132 26,6

Receita com construção da infraestrutura 269.742 246.348 9,5

Gastos não gerenciáveis (2.816.992) (2.111.680) 33,4

Margem Bruta 889.007 782.104 13,7

Gastos gerenciáveis (834.662) (831.285) 0,4

Total do PMSO¹ (528.110) (549.726) -3,9

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (36.810) (35.211) 4,5

Custo com construção da infraestrutura (269.742) (246.348) 9,5

EBITDA 415.666 280.420 48,2

Margem EBITDA 10,5% 8,9% 1,5 p.p.

Resultado do serviço (EBIT) 324.087 197.167 64,4

Resultado financeiro líquido (52.933) (30.865) 71,5

LAIR 271.154 166.302 63,0

IR e Contribuição social (77.054) (24.879) 209,7

Lucro líquido 194.100 141.423 37,2

¹ PMSO com Amortização e Depreciação

Demonstrativo de Resultados (R$ mil)Consolidado

62

i) Pessoal, material, serviços e outros (R$ 521,9 milhões) aumento de 1,7% face 2016, menor em relação a inflação do período em 1,2 p.p.;

ii) Provisões de crédito de liquidação duvidosa fecharam em R$ 39,2 milhões, menor em 32,2% face 2016, refletindo especialmente os esforços das equipes de recuperação e cobrança, inves-timento em projetos de telemedição, combate a fraudes, ações de roteirização de corte;

iii) As contingências fecham o ano em R$ 3,7 milhões, menor em 72,3% face 2016, impacto de reversões regulatórias.

O Resultado Financeiro de 2017 foi -R$ 52,9 milhões, superior em R$ 22,0 milhões comparado ao resultado financeiro de 2016, reflexo principalmente da redução de R$ 29,8 milhões de multas e juros sobre energia vendida, reflexo da melhora da economia no estado, redução de R$ 9,5 milhões de ativos/passivos finan-ceiro setoriais.

Pelos motivos ressaltados anteriormente a EDP São Paulo apresentou um Lucro Líquido de R$ 194,1 mi-lhões no período de doze meses findo em 31 de dezembro de 2017, superior em 37,2% ao registrado em igual período do ano anterior. INVESTIMENTOS Foi realizado a título de investimento o valor de R$ 269,7 milhões em 2017, já deduzidos os recursos rece-bidos na forma de doações e subvenções para investimento e considerando os juros capitalizados, ficando 9,5% acima do mesmo período do ano anterior. No período os juros capitalizados representam R$ 4,1 milhões do total. Os investimentos realizados foram destinados a obras estruturantes para o reforço do sistema elétrico, telecomunicações, informática, entre outros.

Novas regras instituídas com os procedimentos para revisões tarifárias relativas à receita de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7), reduz a Receita Operacional e a partir do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta passaram do tratamento usual de depreciação dos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações

Investimento - R$ Mil 2017 2016 Var %

Expansão do Sistema Elétrico 157.745 104.793 51%

Melhoramento da Rede 98.728 99.571 -1%

Universalização 10.383 14.845 -30%

Telecom., Informática e Outros 36.975 37.387 -1%

Sub Total (1) 303.829 256.597 18%

(-) Obrigações Especiais (2) (34.087) (10.249) 233%

Investimento Líquido 269.742 246.348 9%

Receitas de Ultrapassagem - -

Variação do Imobilizado 269.742 246.348 9,5%

(1) Sub Total = Capex Bruto, considerando Capital investido na rede + Juros capitalizados

CAPEX/QRR 1,7 1,6 4,1%

(2) Participação financeira de clientes, sejam eles pessoas físicas, jurídicas, união, estado e municípios nos projetos de investimentos

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Especiais. Estes investimentos serão incorporados à Base de Remuneração Bruta na próxima revisão tarifária em 2019. Os valores definidos na última revisão tarifária (em outubro/2015) foram: Base de Remuneração Bruta de R$ 3.316.484,3 bilhões, a Quota de Reintegração Regulatória de R$ 134.317,6 milhões, e a Base de Anuidade Regulatória de R$ 205.214,1 milhões. ENDIVIDAMENTO Em 31 de dezembro de 2017, a EDP São Paulo apresentou um endividamento líquido de R$ 937,4 milhões, fechando 106,7% maior quando comparado a dezembro de 2016, devido principalmente a emissão de No-tas Promissórias.

A dívida bruta da EDP São Paulo em 31 de dezembro de 2017 foi de R$ 1.070,3 milhões, sendo composta por R$ 359,7 milhões (33,6%) em debêntures, R$ 347,7 milhões (32,5%) junto ao BNDES, R$ 2,5 milhões (0,2%) junto a Eletrobrás, R$ 225,3 milhões (21,1 %) com outras instituições financeiras e R$ 134,9 milhões com Notas Promissórias. GESTÃO DE PESSOAS Cultura A EDP São Paulo é uma empresa que busca a eficiência em seus negócios e processos, a antecipação de riscos, novas oportunidades, cumprimento de suas metas, orçamento e objetivos.

Nos últimos três anos, a EDP decidiu ir além do que considera tangível e considerou tratar questões que refletem diretamente na cultura organizacional e na identidade da EDP. Iniciado no fim de 2014, consiste na concepção de princípios que assegurem um ambiente de trabalho seguro e agradável, estimulando a interação entre as pessoas, garantindo a motivação dos colaboradores, compartilhando conhecimento e valorizando o capital humano.

O desenvolvimento do projeto foi dividido em quatro etapas – 1-) Criação dos princípios e propósito com a participação de mais de 1.600 colaboradores, 2-). Uma forte campanha de comunicação e alinhamento de todos os colaboradores da EDP, 3-) A Disseminação com a realização de sessões de Multiplicação dos 12 princípios e 4-) Internalização dos Princípios nas nossas ações do dia a dia e em nossos processos.

Intensificamos nosso olhar para a segurança e ousamos em aplicar um novo modelo de medição dos re-sultados e metas, criando em todas as áreas da empresa um sentimento de responsabilidade pelo todo. Temos avançado rumo ao nosso alvo que é estar entre as empresas mais agradáveis do Mundo.

dez/17 dez/16 Variação %

Dívida Bruta (1) R$ mil 1.070.355 809.079 32,3

Caixa e equivalentes de caixa R$ mil 132.915 355.496 (62,6)

Dívida Líquida R$ mil 937.440 453.583 106,7

Dívida Líquida / Patrimônio Líquido (vezes) 0,85 0,45 87,3

Dívida Líquida/Ebtida (vezes) 2,26 1,62 39,4

UnidadeSaldo

(1) Dívida Bruta= Empréstimos, financiamentos, notas promissórias e encargos das dívidas + Debêntures

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

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

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

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

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

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

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

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

Escolas de Eletricista

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

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

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

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

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

• Aumentar a satisfação e os resultados; • Valorizar o colaborador e reforçar as suas competências, para que possam assumir novos desafios

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

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

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

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

66

Desempenho Na EDP São Paulo no ano de 2017, envolvendo os seus colaboradores próprios ocorreram dois acidentes com afastamento, sendo um deles grave e que atingiu o limite máximo de 6.000 dias debitados, as taxas de frequência e gravidade da foram de 0,79 e 2.639 respectivamente. Quanto aos prestadores de serviços no mesmo ano, houve um acidente fatal em trânsito e doze acidentes com afastamentos, resultando nas seguintes taxas de frequência 2,50 e gravidade de 1.263, cuja a meto-dologia de cálculo adotada atende a NBR 14.280.

Com a população os registros de acidentes com a população oriundos do contato com o sistema elétrico de potência, ocorreram um total de dezoitos acidentes, sendo cinco fatais, na área de concessão da EDP no estado de São Paulo. Certificações Na EDP São Paulo estão certificadas 52 Subestações na certificação OHSAS (Occupational Health and

Safety Assessment Series) 18001/2007 Iniciativas preventivas A EDP São Paulo realiza diversas iniciativas com programas e padrões específicos com o intuito de pro-mover atitudes preventivas que priorizem o respeito à vida na execução das atividades operacionais e ad-ministrativas. Destacamos: Programa Ligado na Vida Programa que visa reconhecer positivamente os colaboradores que no dia a dia realizam as atividades de campo e aderem 100% os padrões de segurança da EDP, sendo que em 2017 mais de 827 colaboradores foram premiados. Diálogo de Segurança (DDS) e Reuniões Semanais São encontros que visam contribuir com o conhecimento e compartilhamento de informações de segurança para os colaboradores. Inspeções de Segurança/ Safety Walk

As inspeções de segurança têm como objetivo detectar as conformidades e não conformidade, que resul-tarão em ações preventivas, a fim, de evitar acidentes e contribuir na melhoria dos processos de trabalho, tal tarefa é realizada por colaboradores e gestores. Treinamentos Procedimentos Operacionais (POPs) 479 colaboradores operacionais passaram pelas reciclagens dos POPs. Direção Defensiva Visando a prevenção de acidentes no trânsito a EDP São Paulo, promove treinamentos voltados para a segurança no trânsito, sendo o de pilotagem segura para os colaboradores usuários de motocicleta e dire-ção defensiva para os condutores de veículos da EDP, com a participação de 197 colaboradores Projeto Cultura EDP Em 2017 a cultura EDP que possui os 12 princípios passou a fazer parte do plano de desenvolvimento dos prestadores de serviços, incorporando se aos negócios da empresa contratada, sendo que em 2017 foram treinados aproximadamente 2.300 colaboradores das empresas contratadas. Segurança com a População

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Visando a prevenção de acidentes envolvendo a população foram adotadas diversas ações, como utilização de carro de som, veiculação de informações nas rádios, mensagens nas redes sociais, aplicação de ban-ners nas frentes de trabalho, mensagens na conta de luz, criação de cartazes, mensagens nos ônibus e parcerias com entidade de ensino. Observações de Segurança Foram reportados no ano de 2017 na EDP São Paulo 1.583 relatos de incidentes/situações de risco. SUSTENTABILIDADE, INOVAÇÃO E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA Sustentabilidade e Responsabidade Social Corporativa Em consonância com valores da Cultura EDP, como responsabilidade pelo todo, a Companhia subscreve voluntariamente iniciativas nacionais e internacionais que incluem o Pacto Global; o Pacto Empresarial pela Integridade e contra a Corrupção; o Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo no Brasil; o Programa Brasileiro GHG Protocol; e o Carbon Disclosure Project.

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

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

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

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

A EDP São Paulo conta com 27 subestações certificadas pela ISO 14001 e 49 com a OHSAS 18001. E realizou investimento em ações de meio ambiento no total de R$14,697 milhões durante o ano. AUDITORES INDEPENDENTES Nos termos da Instrução CVM n° 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia firmou contrato com a Price-waterhouseCoopers Auditores Independentes (PwC), em fevereiro de 2016, para prestação de serviços de auditoria de suas demonstrações contábeis, bem como a revisão de informações contábeis intermediárias relativas aos exercícios de 2016 e 2017. A PwC iniciou a prestação de serviços em abril de 2016.

Em 2017, a PWC e suas afiliadas não prestaram nenhum serviço adicional à auditoria independente que superasse em 5% o valor contratado.

68

A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo EDP, quanto à contratação de serviços não-relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente. Estes princípios consistem, de acordo com princípios internacionalmente aceitos, em: (a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho; (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente; e (c) o auditor não deve promover os interesses de seu cliente.

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Conforme requerido pelo artigo 25 da instrução CVM nº 480/09, e posteriores alterações, declaramos que revisamos e concordamos com as demonstrações financeiras e também com os Relatórios dos Auditores Independentes emitidos sobre as respectivas Demonstrações Financeiras para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016. Estas foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e o International Financial Reporting Standards (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Stan-

dards Board (“IASB”).

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BALANÇO SOCIAL ANUAL – FORMULÁRIO IBASE

BALANÇO SOCIAL ANUAL | FORMULÁRIO IBASE

EDP São Paulo

1 - Base de Cálculo

Receita l íquida (RL)

Resultado operacional (RO)

Folha de pagamento bruta (FPB)

2 - Indicadores Sociais Internos R$ mil % sobre FPB % sobre RL R$ mil % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 17.446,66 13% 0% 16.483,89 13,27% 0,52%

Encargos sociais compulsórios 31.521,94 24% 1% 33.201,36 26,73% 1,06%

Previdência privada 4.871,76 4% 0% 4.668,59 3,76% 0,15%

Saúde 18.410,64 14% 0% 18.278,46 14,71% 0,58%

Segurança e saúde no trabalho 1.077,18 1% 0% 1.062,19 0,86% 0,03%

Educação 166,68 0% 0% 111,02 0,09% 0,00%

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

Capacitação e desenvolvimento profissional 989,07 1% 0% 620,81 0,50% 0,02%

Creches ou auxíl io-creche 611,24 0% 0% 504,74 0,41% 0,02%

Participação nos lucros ou resultados 13.296,76 10% 0% 13.188,90 10,62% 0,42%

Programa de Desligamento Voluntário - PDV - 0% 0% - 0,00% 0,00%

Outros 1.258,34 1% 0% 454,24 0,37% 0,01%

Total - Indicadores sociais internos 89.650,28 68% 2% 89.339,66 71,92% 2,85%

3 - Indicadores Sociais Externos R$ mil % sobre RO % sobre RL R$ mil % sobre RO % sobre RL

Educação 1.201,30 0% 0% 1.055,00 0,63% 0,03%

Cultura 2.106,50 1% 0% 5.888,60 3,54% 0,19%

Saúde e saneamento 350,00 0% 0% 1.005,00 0,60% 0,03%

Esporte 350,00 0% 0% 1.701,90 1,02% 0,05%

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

Outros 115,00 0% 0% 13,50 0,01% 0,00%

Total das contribuições para a sociedade 4.122,80 1% 0% 9.664,00 5,81% 0,31%

Tributos (excluídos encargos sociais)

Total - Indicadores sociais externos 4.122,80 1% 0% 9.664,00 5,81% 0,31%

4 - Indicadores Ambientais R$ mil % sobre RO % sobre RL R$ mil % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/ operação da empresa 5.964,33 1,84% 0,15% 8.351,37 5,02% 0,27%

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

Total dos investimentos em meio ambiente* 5.964,33 1,84% 0,15% 8.351,37 5,02% 0,27%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos, o consumo em geral na

produção/ operação e aumentar a eficácia na uti l ização de recursos naturais, a empresa

5 - Indicadores do Corpo Funcional

Nº de empregados(as) ao final do período

Nº de admissões durante o período

Nº de empregados(as) terceirizados(as)

Nº de estagiários(as)

Nº de empregados(as) acima de 45 anos

Nº de mulheres que trabalham na empresa

% de cargos de chefia ocupados por mulheres

Nº de negros(as) que trabalham na empresa

% de cargos de chefia ocupados por negros(as)

Nº de pessoas com deficiência ou necessidades especiais

6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa

Número total de acidentes de trabalho

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram definidos por: ( ) direção( x ) direção e

gerências

( ) todos

empregados( ) direção

( x ) direção e

gerências

( ) todos

empregados

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram definidos por:( x ) direção e

gerências

( ) todos

empregados

( ) todos +

Cipa

( x ) direção e

gerências

( ) todos

empregados

( ) todos +

Cipa

Quanto à l iberdade sindical , ao direito de negociação coletiva e à representação interna dos(as)

trabalhadores(as), a empresa:

( ) não se

envolve

( x ) segue as

normas da OIT

( ) incentiva e

segue a OIT

( ) não se

envolve

( x ) segue as

normas da OIT

( ) incentiva e

segue a OIT

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

gerências

( x ) todos


( ) direção e

gerências

( x ) todos

empregados

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

gerências

( x ) todos


( ) direção e

gerências

( x ) todos

empregados

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental

adotados pela empresa:

( ) não são

considerados

( ) são

sugeridos

( x ) são

exigidos

( ) não são

considerados

( ) são

sugeridos

( x ) são

exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de trabalho voluntário, a empresa:( ) não se

envolve( ) apóia

(x ) organiza e

incentiva

( ) não se

envolve( ) apóia

(x ) organiza e

incentiva

na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça:

28.501 2.083 - 28.709 2.254 2.700

na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça:

99,09% 98,28% ND 99,40% 99,60% 58,54%

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

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

*Nota: Os investimentos em programas e/ou projetos externos são contabilizados de forma integrada aos investimentos de operação/produção

2017 (R$ mil) 2016 (R$ mil)

3.975.741,00 3.140.132,00

324.087,00 166.302,00

131.719,00 124.219,00

não possui metas

cumpre de 0 a 50%

cumpre de 51 a 75%

cumpre de 76 a 100%

não possui metas

cumpre de 0 a 50%

cumpre de 51 a 75%

cumpre de 76 a 100%

2017 2016

1194 1214

92 53

2650 2429

47 48

ND ND

247 247

15% 13%

52 53

0,09% 2%

17 0

2017 2016

23,63 2,9%

governo: 82,2%

acionistas: 2,4%

colaboradores: 6,0%

retido: 6,9%

terceiros: 13,(%

governo: 65,6%

acionistas: 7,8%

colaboradores: 5,4%

retido: 3,6%

terceiros: 17,7%

7 - Outras Informações

N/A - Não Aplicável.

17 7

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): (na empresa, no procon, na justiça)

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:

2.920.105,00 2.983.825,00

70

Comentário sobre o Comportamento das Projeções Empresariais Conforme Art.20 da Instrução CVM nº 480/09, a divulgação de projeções e estimativas é facultativa.

71

Proposta de Orçamento de Capital Não há proposta de Orçamento de Capital para a Companhia, devido à distribuição integral do lucro.

72

Outras Informações que a Companhia Entenda Relevantes Todas as informações julgadas relevantes pela Companhia estão contempladas no Relatório da Administração e nas Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras.

73

Parecer do Conselho Fiscal ou Órgão Equivalente De acordo com artigo 26 do Estatuto Social da Companhia, amparado pelo Capítulo XIII da Lei nº 6.404, a Companhia terá um Conselho Fiscal não permanente eleitos pela Assembleia Geral que deliberar sua instalação. A Assembleia Geral da EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A., realizada em 11 de abril de 2017, não deliberou a instalação do Conselho Fiscal ou Órgão equivalente.

74

Declaração dos Diretores sobre as Demonstrações Financeiras

Os Administradores da Companhia, em atendimento ao disposto no inciso VI do parágrafo 1º do artigo 25 da Instrução CVM 480/2009, declaram que em 21 de fevereiro de 2018, reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações Financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2017.

MICHEL NUNES ITKES

Diretor Presidente

DYOGENES ROSI


MARNEY TADEU ANTUNES

Diretor Comercial e Diretor de Distribuição

JOSÉ ROBERTO PASCON


DONATO DA SILVA FILHO

Diretor de Regulação e Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo

FERNANDO PEIXOTO SALIBA

Diretor de Sustentabilidade

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Declaração dos Diretores sobre o Relatório dos Auditores Independentes

Os Administradores da Companhia, em atendimento ao disposto no inciso V do parágrafo 1º do artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, declaram que em 21 de fevereiro de 2018, reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações Financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, bem como declaram que nessa mesma data, reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no relatório emitido pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.

MICHEL NUNES ITKES

Diretor Presidente

DYOGENES ROSI


MARNEY TADEU ANTUNES

Diretor Comercial e Diretor de Distribuição

JOSÉ ROBERTO PASCON


DONATO DA SILVA FILHO

Diretor de Regulação e Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo

FERNANDO PEIXOTO SALIBA

Diretor de Sustentabilidade

edp são paulo distribuição de energia s.a.ri.edp.com.br/ptb/7724/598290.pdf · custo do serviço...

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