ATIVO (PASSIVO) FINANCEIRO – CONCESSÕES E ITAIPU

Taxa média de depreciação Depreciação acumulada Taxa média de depreciação Depreciação acumulada Geração Hidráulica 2,51% 16.595.896 2,53% 15.920.174 Nuclear 3,93% 4.632.889 3,93% 4.439.098 Térmica 3,50% 2.288.413 4,03% 2.542.610 Eólica 4,27% 200.667 6,89% 161.681 Comercialização 3,30% 6.521 3,15% 1.101 23.724.386 23.064.664 Distribuição 3,00% 528.193 3,00% 499.344 528.193 499.344 Administração 5,25% 1.582.696 6,00% 1.514.448 1.582.696 1.514.448 Total 25.835.275 25.078.456 31/12/2016 30/06/2017 CONSOLIDADO 30/06/2017 31/12/2016 Concessões de Transmissão

Ativo Financeiro Receita Anual Permitida 46.540.179 42.743.612 Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis 3.197.016 3.630.829 49.737.195 46.374.441 Concessões de Distribuição

Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis 5.107.651 4.935.236 Valores a receber Parcela A e outros itens financeiros III 66.368 (9.254) 5.174.019 4.925.982 Concessões de Geração

Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis 2.603.848 2.585.720 57.515.062 53.886.143 Ativo Financeiro Itaipu (item I) 1.295.914 1.200.916 Total do ativo financeiro 58.810.976 55.087.059 Ativo Financeiro – Circulante 6.507.052 2.337.513 Ativo Financeiro – Não Circulante 52.303.924 52.749.546 Total do ativo financeiro 58.810.976 55.087.059

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17.1 – Ativo (Passivo) Financeiro de Itaipu

Os efeitos da constituição do ativo financeiro Itaipu estão inseridos acima e são detalhados a seguir:

17.1.1 - Valores Decorrentes da Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu Binacional a) Fator de ajuste

Ao amparo da Lei 11.480/2007, foi retirado o fator de ajuste dos contratos de financiamento celebrados com Itaipu Binacional, e dos contratos de cessão de créditos firmados com o Tesouro Nacional, a partir de 2007, ficando assegurada à Companhia a manutenção integral de seu fluxo de recebimentos.

Como decorrência, foi editado o Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, regulamentando a comercialização da energia elétrica de Itaipu Binacional, definindo o diferencial a ser aplicado na tarifa de repasse, criando um ativo referente à parte do diferencial anual apurado, equivalente ao fator anual de ajuste retirado dos financiamentos, a ser incluído anualmente na tarifa de repasse, a partir de 2008, praticado pela Companhia, preservando o fluxo de recursos, originalmente estabelecido.

Dessa forma, passou a ser incluído na tarifa de repasse da potência proveniente da Itaipu Binacional, a partir de 2008, o diferencial decorrente da retirada do fator anual de reajuste, cujos valores são definidos anualmente através de portaria interministerial dos Ministérios da Fazenda e de Minas e Energia. Na tarifa de repasse em vigor em 2017, encontra-se incluído o montante equivalente a US$ 244.681, o qual será recebido pela Companhia através de cobranças as distribuidoras, homologado pela portaria MME/MF 605/2016.

O saldo decorrente do fator de ajuste de Itaipu Binacional, inserido na rubrica Ativo Financeiro, apresentado no Ativo Não Circulante, monta a R$ 3.744.675 em 30 de junho de 2017, equivalentes a US$ 1.131.937 (R$ 3.161.043 em 31 de dezembro de 2016, equivalentes a US$ 969.913), dos quais R$ 2.822.053, equivalente a US$ 853.048, serão

30/06/2017 31/12/2016 Contas a Receber 2.750.554 2.320.333 Direito de Ressarcimento 548.045 973.007 Fornecedores de Energia - Itaipu (3.250.612) (2.773.682) Obrigações de ressarcimento (1.279.590) (1.731.675)

-

Total ativo (passivo) circulante (1.231.603) (1.212.017) Contas a Receber 1.267.060 1.348.926 Direito de Ressarcimento 3.744.675 3.161.043 Obrigações de ressarcimento (2.484.218) (2.097.036) Total ativo não circulante 2.527.517 2.412.933 Total ativo 1.295.914 1.200.916

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repassados ao Tesouro Nacional até 2023, como decorrência da operação de cessão de crédito realizada entre a Companhia e o Tesouro Nacional, em 1999.

Tais valores serão realizados mediante a sua inclusão na tarifa de repasse a ser praticada até 2023.

b) Comercialização de energia elétrica

A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, atribuiu à Companhia a responsabilidade pela aquisição da totalidade da energia elétrica produzida por Itaipu Binacional a ser consumida no Brasil, passando a ser a comercializadora dessa energia elétrica.

Desta forma, foi comercializado no período findo em 30 de junho 2017, o equivalente a 41.332 GWh* (45.698 GWh* em junho de 2016), sendo a tarifa de suprimento de energia (compra), praticada por Itaipu Binacional, de US$ 22,60 /kW* e a tarifa de repasse (venda), US$ 28,73 /kW* (US$ 22,60/kW* - suprimento; US$ 25,78/kM* - tarifa de repasse em junho de 2016).

O resultado da comercialização da energia elétrica da Itaipu Binacional, nos termos do Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, observadas as alterações introduzidas pelo Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, tem a seguinte destinação:

1) se positivo, deverá ser destinado, mediante rateio proporcional ao consumo individual, a crédito de bônus nas contas de energia dos consumidores do Sistema Elétrico Nacional Interligado, integrantes das classes residencial e rural, com consumo mensal inferior a 350 kWh*.

2) se negativo, é incorporado pela ANEEL no cálculo da tarifa de repasse de potência contratada no ano subsequente à formação do resultado.

Essa operação de comercialização não impacta o resultado da Companhia, sendo que nos termos da atual regulamentação o resultado negativo representa um direito incondicional de recebimento e se negativo uma obrigação efetiva.

No período findo em 30 de junho de 2017, a atividade foi deficitária em R$ 147.641(R$ 750.077 no mesmo período de 2016), sendo a obrigação decorrente incluída como parte da rubrica de ativo financeiro.

(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes

17.2 - Ativo Financeiro – Concessão de serviço público de energia elétrica

A rubrica ativo financeiro - concessão, no montante de R$ 57.448.694, sendo R$ 7.694.077 registrado no ativo circulante e R$ 49.754.617 registrado no ativo não circulante, em 30 de junho de 2017 (R$ 53.895.397 em 31 de dezembro de 2016) refere-se ao ativo financeiro a realizar, detido pelas empresas do Sistema Eletrobras, sendo nas concessões de distribuição, apurado pela aplicação do modelo misto, e nas concessões de geração e transmissão pela aplicação do modelo financeiro, ambos previstos no ICPC 01 (IFRIC 12).

Em 20 de abril de 2016, o Ministério das Minas e Energia - MME publicou a Portaria nº 120 que regulamentou as condições de recebimento das remunerações relativas aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominados instalações

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da Rede Básica Sistema Existente - RBSE e demais Instalações de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, conforme parágrafo segundo do artigo 15 da Lei 12.783/2013.

Em 30 de junho de 2017, o montante de R$ 39.398.245 da rubrica do Ativo Financeiro Receita Anual Permitida no ativo não circulante contempla a estimativa dos valores atualizados relativos aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 registrado na rubrica de Ativo Financeiro Receita Anual Permitida, sendo R$ 6.815.101 classificado no circulante e R$ 32.583.144 no não circulante (R$ 36.570.883 em 31 de dezembro de 2016) (vide Nota 2.1).

17.3 - Valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros

Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu aditar os contratos de concessão e permissão, das companhias de distribuição de energia elétrica brasileiras, incorporando os saldos dos valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. O referido evento demanda o reconhecimento do saldo de quaisquer diferenças de Parcela A e outros componentes financeiros ainda não recuperados ou liquidados.

(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes

17.3.1 - Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA

A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito de registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.

Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.

Os montantes registrados no circulante (ativo e passivo) referem-se aos valores já homologados pela ANEEL quando do reajuste tarifário concluído em 2016, e os montantes registrados no não circulante representam uma estimativa da formação da CVA a ser homologada no próximo reajuste tarifário em 2017.

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17.4 – Bandeiras Tarifárias

A partir de 2015, as contas de energia operam sob o Sistema de Bandeiras Tarifárias. As bandeiras verde, amarela e vermelha indicarão se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de eletricidade.

A energia elétrica no Brasil é gerada predominantemente por usinas hidrelétricas. Para funcionar, essas usinas dependem das chuvas e do nível de água nos reservatórios. Quando há pouca água armazenada, usinas termelétricas podem ser ligadas com a finalidade de poupar água nos reservatórios das usinas hidrelétricas. Com isso, o custo de geração aumenta, pois essas usinas são movidas a combustíveis como gás natural, carvão, óleo combustível e diesel. Por outro lado, quando há muita água armazenada, as térmicas não precisam ser ligadas e o custo de geração é menor.

As bandeiras são sinalizadas em Bandeiras Verde, Amarela e Vermelha e serão aplicáveis de acordo com as condições de atendimento da carga, dadas pela soma do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, Custo Marginal de Operação - CMO com os Encargos de Serviços de Sistema por Segurança Energética - ESS_SE.

Em síntese, o sistema de bandeiras, que começou a ser aplicado a partir de janeiro de 2015, reflete as condições de gerações e sinaliza aos consumidores a opção de reduzir seu consumo e influir no custo final da geração de energia. O sistema não representa um aumento propriamente de tarifa, trata-se apenas de uma forma diferente de apresentar um custo que seria acondicionado na tarifa, todavia sem visibilidade pelo consumidor, e que seria por ele suportado igualmente no momento do reposicionamento tarifário anual.

CONSOLIDADO 30/06/2017 31/12/2016 Parcela "A" CVA CCC 1.219 1.219 CDE (11.654) 13.538 Rede Básica 24.932 130

Custo de Aquisição de Energia Elétrica 114.715 46.103

Transporte Itaipu (686) (369)

PROINFA 11.117 30.663

ESS e EER (86.298) 30.273

Neutralidade dos Encargos Setoriais 4.258 6.808

Sobrecontratação 26.753 (48.684)

Outros Componentes Financeiros (17.988) (88.935)

Total dos valores de parcela A e outros itens financeiros 66.368 (9.254)

Ativo circulante 361.839 436.596

Ativo não circulante 47.766 22.131

Passivo circulante (317.261) (461.180)

Passivo não circulante (25.976) (6.801)

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Durante o período de 1º de janeiro de 2015 até 29 de fevereiro de 2016 foi cobrada a bandeira vermelha, devido às condições mais custosas. Em março de 2016, os custos de geração foram mais favoráveis alterando para bandeira amarela. Desde abril de 2016, a bandeira tarifária aplicada é a verde, exceto no mês de novembro de 2016 e março de 2017, que foi amarela e maio de 2017, que foi vermelha. A bandeira verde não implica em acréscimos de custos às faturas de energia dos consumidores.

(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes