DIT Exclusivo

Receita básica licitada - RBL X X -

Receita de melhorias - RMEL X - -

Receita de Novas Instalações Autorizadas - RBNI/RCDM X X X

Receita dos ativos das demais concessões de transmissão licitadas -

RPEC - - X

PA-Apuração

Parcela de ajuste do período para compensar o déficit ou superávit de arrecadação do período anterior.

Incorporações de controladas em 2013

ATE, STE, NTE e UNISA - a Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.845/13, publicada no Diário Oficial da União - DOU em 17 de janeiro de 2013, anuiu à reestruturação societária da Taesa, mediante a incorporação da STE e ATE na União de Transmissoras de Energia Elétrica Holding S.A. (“UNISA”) e ato contínuo da NTE e da UNISA na Taesa, gerando a transferência das respectivas concessões das incorporadas e a transferência do controle societário da ATE II e ATE III, detidas diretamente pela UNISA para a Taesa (controladora indireta dessas empresas).

A Assembleia Geral Extraordinária da Taesa realizada em 31 de janeiro de 2013 aprovou a incorporação, pela Companhia, da UNISA, da ATE, da STE e da NTE nos termos dos Protocolos de Incorporação celebrados em 14 de dezembro de 2012.

A referida operação de reestruturação ocorreu em 31 de janeiro de 2013. A Companhia enviou a ANEEL a documentação comprobatória da operação.

ATE II - a Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.154/13, publicada no DOU em 27 de junho de 2013, anuiu à transferência da ATE II, mediante incorporação desta pela Taesa.

As Assembleias Gerais Extraordinárias da ATE II e da Taesa, ambas realizadas em 28 de junho de 2013, aprovaram a incorporação, pela Companhia, da ATE II nos termos dos Protocolos de Incorporação celebrados em 12 de junho de 2013.

A referida operação de reestruturação ocorreu em 28 de junho de 2013. A Companhia enviou à ANEEL a documentação comprobatória da operação.

Todas as empresas incorporadas eram controladas diretas da Taesa. As incorporações se justificam na medida em que estão inseridas no contexto de uma reorganização societária com vistas à simplificação da estrutura corporativa e consequente otimização da eficiência na gestão e no aproveitamento da estrutura administrativa e financeira da Companhia.

As incorporações não geraram modificação do capital social da Companhia, uma vez que se trata de incorporação de controladas e, consequentemente, não houve emissão de novas ações, motivo pelo qual não se fez necessário o estabelecimento de nenhuma relação de troca em decorrência da incorporação. Devido às características das incorporações, não houve direito de retirada nem de reembolso a acionistas dissidentes. Não houve ágio ou deságio no processo, pois todas as incorporações foram feitas por valores de livros e não geraram ganhos nem perdas para o Grupo Taesa. Os ativos e passivos incorporados pela Companhia estão detalhados na nota explicativa nº 29 - Transações que não envolvem caixa.

a) produtos e serviços comercializados

As atividades do Grupo Taesa são a implementação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica no Brasil. O Grupo Taesa desenvolve suas atividades com base em contratos de concessão celebrados com o Poder Concedente representado pela ANEEL.

b) receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia

Praticamente todas as receitas do Grupo TAESA são decorrentes da RAP cujo recebimento se dá em contrapartida à implementação, operação e manutenção de suas instalações de transmissão de energia elétrica. A RAP corresponde ao valor fixo apresentado em leilão pelas concessionárias quando da outorga de suas concessões e não está relacionada ao volume de energia elétrica transmitido por suas instalações. A RAP é reajustada anualmente a cada 1º de julho a 30 de junho do ano subsequente, pelo índice de inflação, medida pelo IGP-M ou IPCA, de junho do ano anterior a maio do ano em referência, de acordo com os termos previstos nos contratos de concessão. Além do reajuste anual previsto nos contratos de concessão, a RAP será reduzida em 50% a partir do 16º ano do início da prestação dos serviços (com exceção da RAP da Brasnorte, SGT, MAR, MIR, ETSE, EBTE e ESDE), bem como poderá sofrer reajustes em decorrência de eventos extraordinários, tais como alterações na legislação aplicável ao setor e investimentos em linhas e instalações de transmissão devidamente aprovados pela ANEEL. Ademais, a Companhia, suas controladas em conjunto e suas coligadas (com exceção da Brasnorte, MAR, MIR, SGT, EBTE, ESDE e ETSE) não estão sujeitas à revisão tarifária por redução do custo de suas dívidas, nem tampouco por otimização dos custos com operação e manutenção.

Faturamento pela disponibilização do sistema de transmissão de energia elétrica

O faturamento da Companhia refere-se, principalmente, à tarifa de uso do sistema de transmissão – TUST, que é a forma como é recebida a receita anual permitida e é cobrada dos agentes do setor elétrico, incluindo os consumidores livres ligados na alta tensão, pela utilização da rede básica de transmissão, de propriedade da Companhia, associada ao SIN.

Estrutura de formação da Receita Anual Permitida (RAP)

As concessionárias de transmissão de energia elétrica são remuneradas pela disponibilidade de suas instalações, integrantes da Rede Básica, de Fronteira ou das Demais Instalações de Transmissão, não estando vinculadas à carga de energia elétrica transmitida, mas sim ao valor homologado pela ANEEL, quando da outorga do contrato de concessão.

Pela disponibilização das instalações de transmissão para a operação comercial, a Companhia, suas controladas e suas controladas em conjunto (com exceção da Brasnorte, EBTE, ESDE, ETSE, MAR, MIR e SGT) têm direito, nos primeiros 15 anos de operação comercial, à RAP reajustada anualmente conforme cláusulas do contrato de concessão, pela variação do IGP-M ou IPCA. A receita será reduzida em 50% do valor a partir do 16º anodo início da prestação dos serviços.

Já os contratos de concessão da Brasnorte, EBTE, ESDE, ETSE, MAR, MIR e SGT não preveem a redução da receita na segunda metade da concessão. No entanto, a ANEEL procederá à revisão da RAP, no 5º ano, no 10º ano e no 15º ano, contados do primeiro mês de julho subsequente à data de assinatura do contrato de concessão, observando os parâmetros regulatórios fixados no referido contrato e regulamentação especifica do setor: ganho de eficiência operacional e custo real de capital de terceiros. O referido contrato é reajustado pelo IPCA.

Ademais, a RAP se sujeita aos seguintes reajustes e revisões:

 Reajustes. Nos termos dos contratos de concessão, a RAP é reajustada anualmente, no mês de julho, para recompor o valor da tarifa face aos efeitos da inflação acumulada no período compreendido entre junho do ano anterior e maio do ano do reajuste. Referido reajuste é baseado na variação do IGP-M ou IPCA, de acordo com o disposto no contrato de concessão.

 Revisões. Conforme previsto na Lei 8.987/95 e nos contratos de concessão, a RAP se sujeita às seguintes revisões:

o revisão tarifária anual, desde que previamente estabelecido no contrato de concessão, referente a investimentos em reforços e melhorias das redes de transmissão e subestações, previamente aprovados pelo Poder Concedente;

o revisão tarifária periódica, quando prevista nos contratos de concessão, tendo por objetivo reposicionar a RAP em um nível compatível com o equilíbrio econômico financeiro dos contratos de concessão, conforme ganhos de eficiência operacional e custo real de capital de terceiros; e o revisões extraordinárias referentes a alterações no regime tributário, encargos regulatórios,

ressarcimento de determinados investimentos realizados pelas concessionárias, os quais, nos termos da regulação vigente, não necessitem de aprovação prévia da ANEEL, ou demais eventos imprevistos que afetem, a critério da ANEEL, o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Conforme a natureza do evento, o Poder Concedente poderá conduzir essas revisões por iniciativa própria ou por solicitação da concessionária de transmissão afetada.

RAP - RB = RAP relativa à Rede Básica

RAP - RBF = RAP relativa à Rede Básica de Fronteira

RAP - DIT = RAP relativa às Demais Instalações de Transmissão

RPEC = Receita dos ativos das demais concessionárias de transmissão licitadas

PA-APURAÇÃO = Parcela de ajuste do período para compensar o déficit ou superávit de arrecadação do período anterior 2014/2015)

A receita do Grupo TAESA é formada basicamente pela RAP referente à disponibilização do sistema de transmissão de energia elétrica, conforme estabelecido nos contratos de concessão.

Abaixo apresentamos a composição da receita operacional líquida da Companhia:

Última informação contábil (30/06/2016) Exercício Social encerrado em 31/12/2015 Exercício Social encerrado em 31/12/2014 Exercício Social encerrado em 31/12/2013 R$ mil % da receita operacion al líquida R$ mil % da receita operacional líquida R$ mil % da receita operac ional líquida R$ mil % da receita operac ional líquid a Receita de remuneraçã o do ativo financeiro 570.150 78% 1.193.255 77% 1.127.175 75% 1.050.182 73% Operação e manutenção 248.468 34% 486.147 32% 456.165 30% 415.077 29% Receita de construção e indenização 2.874 0% 38.636 3% 64.469 4% 112.099 8% Parcela variável e outras receitas (15.864) -2% (18.670) -1% (15.442) -1% (10.376) -1% Receita operacion al bruta 805.628 111% 1.699.368 110% 1.632.367 109% 1.566.98 2 108% PIS e COFINS (39.361) -5% (88.379) -6% (84.894) -6% (66.058) -5% ISS (75) 0% (151) 0% (68) 0% (45) 0% Quota para RGR e P&D (37.862) -5% (68.373) -4% (51.601) -3% (53.028) -4% Deduções da receita (77.298) -11% (156.903) -10% (136.563) -9% (119.131) -8%

Receita operacional líquida

728.330 100% 1.542.465 100% 1.495.804 100% 1.447.851 100%

c) lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia O lucro do Grupo TAESA é formado basicamente pelo lucro de disponibilização do sistema de transmissão de energia elétrica. O lucro líquido do período de seis meses findo em 30 de junho de 2016 foi de R$460.892mil e o lucro líquido dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013 foi de R$909.423mil, R$904.845 mil e R$892.852 mil, respectivamente.

a) características do processo de produção

A atividade principal do Grupo Taesa é a transmissão de energia elétrica, incluindo a implantação, operação e manutenção das linhas de instalações de transmissão.

A atividade de transmissão é realizada em altas tensões (igual ou superior a 230 kV), por meio da transferência de energia elétrica por linhas de transmissão desde as instalações de geração até os centros de distribuição.

As linhas de transmissão no Brasil geralmente interligam distâncias muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas estão geralmente afastada dos grandes centros de consumo de energia. Atualmente, o sistema do país está quase totalmente interconectado, exceto pelos sistemas isolados localizados principalmente da região amazônica que representam apenas 1,7% da capacidade de produção de energia elétrica no país.

O sistema elétrico interconectado fornece a troca de energia entre as diferentes regiões quando qualquer destas regiões enfrenta problemas de geração de energia hidrelétrica devido a uma redução de seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no Sul, Sudeste, Norte e Nordeste do Brasil, as interligações do sistema, através das linhas de transmissão de alta tensão, tornam possível que os locais com produção insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores.

Qualquer agente do mercado de energia elétrica que produz ou consome energia tem direito a usar a Rede Básica. Os consumidores livres também têm este direito, desde que cumpram com certas exigências técnicas e legais. Isto é denominado acesso livre e é garantido por lei e pela ANEEL. A operação e a administração da Rede Básica são de responsabilidade do ONS, que é também responsável por administrar a entrega de energia a partir de usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos e o combustível de usinas térmicas do sistema elétrico interconectado.

O sistema de transmissão do Grupo TAESA, que consiste em 9.978 km de linhas de transmissão, corresponde a cerca de 7,98% do total das linhas e 12% do total de RAP do Brasil, com aproximadamente 7.300 MVA de capacidade de transformação.

b) características do processo de distribuição Não aplicável

c) características do mercado de atuação: i) participação em cada um dos mercados; ii) condições de competição nos mercados

O SIN é formado por empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. Apenas 1,7% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados, principalmente, na região amazônica, segundo o ONS.

Em 26 de dezembro de 1996, por meio da Lei nº 9.427/96, foi constituída a ANEEL, uma autarquia de regime especial vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME, que passou a ser o órgão responsável pela regulação e fiscalização da geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. A ANEEL é responsável, dentre outros, por: (i) outorgar concessão, permissão e autorização para a exploração de serviços de energia elétrica e aproveitamento de potencial hidrelétrico, incluindo a geração, transmissão, e distribuição de energia elétrica; (ii) analisar reajustes tarifários; (iii) supervisionar e fiscalizar as atividades das concessionárias de energia elétrica; (iv) editar regulamentos para o setor elétrico; (v) planejar, coordenar e desenvolver estudos sobre recursos hídricos; e (vi) autorizar, regular e fiscalizar a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. No Brasil, há linhas de transmissão que somam aproximadamente 125 mil km, com voltagens iguais ou superiores a 230 kV.

O setor de transmissão de energia elétrica do Brasil é formado por 59 companhias distintas, das quais 49 (83%) são privadas.

A Constituição Federal estipula que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser realizados diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio de concessões, permissões ou autorizações.

Tendo em vista que as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são objeto de contratos de concessão outorgados pelo poder público, não há concorrência na exploração das áreas relacionadas a tais concessões durante o prazo de vigência dos referidos contratos. Contudo, há concorrência significativa no período de licitação para outorga de novas concessões.

Para maiores informações vide item 7.5 deste Formulário de Referência. Reserva de Incentivo Fiscal

A Companhia goza de incentivos fiscais do imposto de renda sobre o resultado auferido na exploração da concessão de serviços públicos de transmissão de energia elétrica nos Estados de Pernambuco, da Paraíba, do Rio Grande do Norte, do Piauí, da Bahia, do Maranhão, do Tocantins, de Goiás e no Distrito Federal. Esses incentivos, no montante de R$17.758 mil em 30 de junho de 2016 e R$39.060 mil em 31 de dezembro de 2015, foram concedidos pela Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia - SUDAM e Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE e consistem na redução de imposto de renda. As subvenções são registradas contabilmente em conta destacada da demonstração do resultado e submetidas à Assembleia dos Acionistas para aprovação de sua destinação, considerando as restrições previstas nos respectivos laudos constitutivos e a legislação fiscal vigente.

d) eventual sazonalidade

O Grupo Taesa não possui sazonalidade em suas operações. A partir de 1º de julho de 2014, a Companhia revisou a estimativa do fluxo de caixa futuro do ativo financeiro. Dada a previsibilidade do reajuste inflacionário assegurado no contrato de concessão, a Companhia passou a reconhecer tais efeitos mensalmente e não mais anualmente. Desde então, o efeito inflacionário é diluído mensalmente considerando-se a inflação em IGP-M ou IPCA verificada no mês anterior.

e) principais insumos e matérias primas, informando:

Os principais insumos utilizados nas atividades das sociedades do Grupo TAESA são materiais e equipamentos elétricos para transmissão de energia, além de serviços de engenharia civil para a construção da infraestrutura necessária ao estabelecimento das linhas de transmissão e subestações. Após a implantação dos ativos da Companhia, sua atividade operacional passa a ser de manutenção dos mesmos, composta principalmente por peças de reposição e consumíveis.

i) descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; A Companhia mantém contato com seus fornecedores buscando orientações e atualização das melhores formas de manutenção, além de contatos para fornecimento de instrumentos que auxiliem na operação e manutenção dos ativos. Essas relações não estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental. ii) eventual dependência de poucos fornecedores;

Devido às especificações técnicas dos equipamentos utilizados em suas instalações, o Grupo Taesa tem à disposição poucos fornecedores e, para determinados equipamentos, um único fornecedor. Caso algum fornecedor descontinue a produção ou interrompa a venda de qualquer dos equipamentos adquiridos pelo Grupo Taesa, suas controladas e suas controladoras em conjunto, estas poderão não ser capazes de adquirir tais equipamentos com outros fornecedores. Neste caso, a prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica pelo Grupo Taesa poderá ser afetada de forma relevante, e a Companhia, suas controladas, suas controladas em conjunto e coligadas poderão ser obrigadas a realizar investimentos não previstos, de forma a desenvolver ou custear o desenvolvimento de nova tecnologia para substituir o equipamento indisponível, o que poderá impactar negativamente a condição financeira e os resultados da Companhia, de suas controladas, de suas controladas em conjunto e de suas coligadas.

Em casos de substituição de componentes ou partes de equipamentos, a Companhia estará sujeita a volatilidade de preços, o que poderá impactar negativamente a sua condição financeira e os resultados da Companhia, de suas controladas, de suas controladas em conjunto e de suas coligadas.

Com relação ao período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2016 e aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013, não houve clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia, conforme quadro constante do item 7.6 (a) deste Formulário de Referência. A definição dos clientes, bem como o percentual de receita a ser pago por cada um deles é uma função específica do ONS e a Companhia não tem participação nessas definições.

a) necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações

As concessões de transmissão de energia elétrica são outorgadas pelo Poder Concedente. Dessa forma, a Companhia está sujeita à legislação concernente às atividades de prestação de serviços públicos. Além disso, a Companhia também está sujeita à regulamentação da ANEEL, que prevê a necessidade de anuência prévia do referido órgão em determinados casos, tais como alterações da estrutura societária e modificações no estatuto social. A Companhia procura atender de maneira tempestiva a todas as exigências solicitadas, bem como cumprir de forma correta a legislação e regulamentação aplicáveis, motivo pelo qual a Companhia acredita possuir uma boa relação com a ANEEL.

Adicionalmente, as atividades de transmissão de energia elétrica também estão sujeitas a prévio licenciamento ambiental. Para maiores informações a respeito, vide item 7.5(b) abaixo.

Segue abaixo descrição sobre o setor de transmissão de energia elétrica:

O SIN é um sistema de geração e transmissão de energia elétrica de grande porte, formado por empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte, responsável pelo atendimento de cerca de 98,3% do mercado brasileiro de energia elétrica, segundo o ONS. Apenas alguns sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica não fazem parte do SIN, correspondendo a apenas 1,7% da capacidade de produção de eletricidade do país. Nessa região, o abastecimento é feito por pequenas usinas termelétricas ou por hidrelétricas situadas próximas às suas capitais.

Em dezembro de 2014, a capacidade instalada do SIN alcançou a potência fiscalizada total de aproximadamente 134,008 MW, dos quais 89.227 MW correspondem a usinas hidrelétricas (incluindo 7.000 MW referentes a 50,0% da capacidade instalada de Itaipu destinada ao mercado brasileiro) e 18.476 MW a usinas termelétricas e nucleares.

Integram o SIN as instalações de transmissão de energia elétrica pertencentes à Rede Básica. A Rede Básica, utilizada para o transporte dos grandes blocos de energia dos centros de produção até os centros de consumo, é o conjunto de: (i) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e (ii) transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1º de julho de 2004. As instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica são denominadas Demais Instalações de Transmissão (“DITs”). As DITs compreendem: (i) as linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo; (ii) interligações internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e (iii) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica. As DITs atendem a usuários determinados, como concessionárias de distribuição e consumidores industriais de grande porte.

Expansão do Sistema Interligado Nacional

A expansão do SIN é planejada com base no Programa de Expansão da Transmissão de Energia Elétrica - PET, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), abrangendo um horizonte de cinco anos, e no Plano de Ampliação e Reforços da Rede Básica - PAR, elaborado anualmente pelo ONS, para um