CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A.

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando especificado de outra forma)

MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOPrezados Acionistas, A Celpe registrou em 2016 desempenho operacional robusto, com melhoras bastante significativas em indicadores de qualidade, comoo DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor), que apresentou 18,2% de redução em relação a 2015, e o FEC (Frequência Equivalentede Interrupção por Consumidor) que caiu 12,3% no mesmo período. Estes resultados suportaram a obtenção do melhor Índice Aneel de Satisfação doConsumidor (IASC) da história da Companhia, aumentando 27,8% em relação ao ano passado e a melhora em 8 posições no Ranking Aneel de Qualidade.Contribuíram para esta evolução o aumento de mais de 56% do montante de investimentos, comparados a 2015, totalizando R$ 833 milhões, destinadosa programas de melhoria de Indicadores de Qualidade, modernização e expansão do sistema elétrico em todas as regiões do estado. Em 2016, foraminstalados 194 equipamentos para operação remota, substituímos 157 km de rede nua por rede multiplexada na baixa tensão e 175 km de rede convencionalpor rede protegida na média tensão. Destacamos ainda a entrada em operação das subestações de Setúbal e Vertentes, ambas de 69/13,8 KV, e aconstrução da subestação Iputinga, Ilha do Leite, Cupira e Gravatá II, também de 69/13,8 KV. Apesar do contexto macroeconômico adverso que impactousobremaneira o estado de Pernambuco, cujo PIB dos 9 primeiros meses de 2016, comparados ao mesmo período do ano anterior, recuou de 4,3%, exercendopressões sobre custos financeiros e operacionais, a Celpe terminou 2016 com um EBITDA de R$ 425 milhões e um Lucro Líquido de R$ 33 mil. Chegamosao fim de 2016 com 3,6 milhões de consumidores ativos, um aumento de 2,28% em sua base de clientes em relação a 2015. A energia se manteve estávelem relação ao ano anterior, totalizando 13.410 GWh, sendo 84% referente ao consumo do mercado cativo e 16%, ao mercado livre, que teve um crescimentode 7,76%, resultando em aumento de 3,23% da Receita Operacional Bruta. Refletindo sua atuação socioambiental, merece destaque a parceria com oFundo das Nações Unidas para a Infância (Unicef), dentro da iniciativa Selo Unicef Município Aprovado: 35 municípios pernambucanos receberam o selo,que reconhece ações desenvolvidas para reduzir desigualdades que afetam a vida de milhares de crianças e adolescentes no semiárido brasileiro. Por suaconduta em prol do desenvolvimento sustentável, a Celpe recebeu o Selo Ouro de Energia Sustentável do Instituto Acende Brasil para o período 2017-2019.A Celpe reitera seu compromisso com os clientes através da melhoria contínua na gestão de suas operações, seu foco em resultados sustentáveis e suacapacidade de geração de valor para o acionista, mesmo num ambiente de negócios desafiador.

CONJUNTURA ECONÔMICAO ano de 2016 foi marcado pela recessão da economia brasileira, alta no índice de desemprego e deterioração dos indicadores econômicos, consequência dos desequilíbriosacumulados no ciclo de expansão dos anos anteriores e da crise política que aumentou a incerteza do mercado sobre a recuperação da economia. Resultando em uma reduçãode 3,5% no PIB brasileiro em relação ao ano de 2015, de acordo com a projeção do Relatório Focus do Banco Central de 30 de dezembro de 2016. Esse cenário refletiu-se nosetor elétrico com o decréscimo no consumo de energia. Comparando o consumo acumulado até dezembro de 2016 com o mesmo período do ano anterior, o Nordeste apresentouretração de 0,3% e o Brasil de 0,9% de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética - EPE. Os principais indicadores econômicos que afetam a operação da Companhiasão: (i) Indicadores de Inflação - IPCA e IGPM e (ii) Taxas de Juros – TJLP e CDI. O primeiro grupo é utilizado como correção de preços e serviços prestados e contratados pelasempresas do Grupo. Já o segundo grupo compreende os indicadores que servem como principais indexadores de dívida da Companhia. O IPCA e IGPM sofreram uma redução emrelação ao ano de 2015. O IPCA e IGPM no acumulado do ano de 2016 registraram 6,28% e 7,19% respectivamente, contra 10,67% e 10,54% em 2015. A TJLP e CDI sofreramaumento em relação ao ano de 2015. A TJLP durante o ano de 2016 registrou o valor de 7,5% a.a., em contrapartida no início de 2015 a taxa apresentada era de 5,5% e sofreuconstantes aumentos até finalizar o ano em 7,0%. Quando comparamos o CDI acumulado de 2016 com o ano anterior, observamos uma variação positiva de 0,76 p.p.. Asexpectativas do Banco Central para 2017, de acordo com o Relatório Focus, é que o PIB apresente um crescimento de 0,5% em relação ao de 2016. Para a inflação é esperadaque ela permaneça controlada, visto a projeção de 4,87% a.a. e 5,08 % a.a. para o IPCA e IGPM, respectivamente.

DESTAQUES 2016• Melhora nos indicadores de qualidade, com redução do DEC (18,18%) e FEC (12,30%) da Celpe; • Em 2016, o IASC (Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor) da Celpefoi de 72,98%, uma evolução de 27,8% em relação ao ano anterior, atingindo o maior índice da história da Companhia. • Comportamento positivo do Índice de Arrecadaçãocom aumento de 0,9 p.p. em relação ao ano anterior. • Aumento da Receita Operacional Bruta em R$ 224.710 mil (3,23%) em relação a 2015, devido ao impacto positivona receita de fornecimento para o mercado cativo decorrente do Reajuste Tarifário em abril/2016, aliado ao aumento da receita de uso de rede, ocasionado pela migraçãode clientes industriais para o mercado livre. • A Celpe conquistou o Selo Ouro Energia Sustentável, do Instituto Acende Brasil, para o período 2017-2019, por comprovar oatendimento a 11 compromissos socioambientais.

SUMÁRIO EXECUTIVO• Aumento no volume de energia vendida para o mercado livre (+7,76%) em relação a 2015, mesmo com o cenário econômico adverso, impulsionado pela migração de clien-tes industriais cativos para o mercado livre. • Redução de 0,03 p.p no Índice de Perdas Não Técnicas resultado das ações previstas no Plano de Redução de Perdas. Em 2016,foram aplicados cerca de R$ 119,16 milhões em ações de combate às perdas. • O Resultado do Serviço em 2016 registrou uma redução de R$ 45.962 mil (-15,8%), impacta-do pelo aumento dos custos (+5,00%), mesmo havendo aumento da receita líquida. • EBITDA de R$ 425.043 mil com variação negativa de R$ 34.118 mil (-7,4%) em relaçãoao ano de 2015 influenciado pelo aumento dos custos e das despesas. • Lucro Líquido de R$ 33 mil devido ao alto volume de despesa financeira, de R$ 230.382 mil em 2016.

Indicadores econômicos - R$ mil 2016 2015 Variação %Receita Operacional Bruta 7.178.302 6.953.592 3,23Receita Operacional Líquida 4.694.830 4.575.630 2,61EBITDA 425.043 459.161 (7,43)Resultado do Serviço 244.423 290.385 (15,83)Resultado Financeiro (230.382) (178.539) 29,04Lucro Líquido 33 71.097 (99,95)Margem EBITDA (%) 9,05% 10,03% (0,98)Margem Operacional (%) 5,21% 6,35% (1,14)Margem Líquida (%) 0,00% 1,55% (1,55)

Indicadores Financeiros - R$ mil dez/16 dez/15 Variação %Ativo Total 5.537.440 5.131.920 7,90Dívida Bruta 2.222.587 1.750.665 26,96Patrimônio Líquido 1.603.721 1.684.993 (4,82)Dívida Total Líquida ¹ 2.022.876 1.432.098 41,25Dívida Total Líquida /EBITDA 4,76 3,12 52,59Dívida Total Líquida /(Dívida Total Líquida + PL) 0,56 0,46 21,41Patrimônio Líquido/Ativo Total 0,29 0,33 (11,79)Nota ¹: Dívida Líquida de disponibilidades, aplicações financeiras e títulos e valores mobiliários

1. DESEMPENHO DO NEGÓCIOA CELPE detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Pernambuco, além do Distrito de Fernando de Noronha e do municípiode Pedras de Fogo na Paraíba, totalizando 98.547 Km2 de área de concessão. Em 2016 registrou 3.608.938 clientes ativos, um incremento em relação ao ano anterior de2,28%, em linha com a média dos últimos anos. Dentre a classe residencial, os consumidores baixa renda representaram 25,30%, totalizando 804.229 clientes cadastradoscom a tarifa subsidiada.

Foram distribuídos 13.410 GWh no ano, significando uma redução de 0,12% em relação a 2015. Deste montante o mercado cativo participou com 84%, 11.278 GWh, e omercado livre consumiu 2.132 GWh.O quadro a seguir demonstra a composição da Receita com Fornecimento de Energia e do Volume da Energia Vendida pela Celpe por classe.

Classe2014 2015 2016 Variação 2015/2016 em % Participação 2016 em %

Receita(R$ mm)

Volume(GWh)

Receita(R$ mm)

Volume(GWh)

Receita(R$ mm)

Volume(GWh) Receita Volume Receita Volume

Residencial 1.800 4.759 2.538 4.841 2.699 4.852 6,34 0,23 46,45 43,02Industrial 577 1.591 753 1.575 680 1.485 -9,77 -5,73 11,70 13,17Comercial 1.082 2.467 1.518 2.633 1.507 2.582 -0,74 -1,94 25,95 22,89Rural 147 637 226 674 224 668 -0,79 -0,95 3,86 5,92Poder Público 271 678 351 658 339 636 -3,49 -3,35 5,84 5,64Iluminação Pública 117 444 160 442 163 461 1,65 4,35 2,80 4,09Serviço Público 158 642 210 611 197 579 -6,32 -5,28 3,39 5,13Subtotal 4.153 11.218 5.758 11.435 5.809 11.263 0,89 -1,50 100,00 99,86Consumo Próprio - 12 - 13 - 15 - 15,05 - 0,14Total 4.153 11.230 5.758 11.448 5.809 11.278 0,89 -1,48 100,00 100,00

Em 2016, mediante ao baixo crescimento de mercado e o aumento de energia contratada em leilões que a Celpe participou em anos anteriores, a empresa terminou o ano comuma sobra contratual de 7,06%, após participar de mecanismos regulados para redução do seu nível contratual e devolver 2,06% da energia contratada para fornecimento doseu mercado. A energia foi adquirida a um custo médio total acumulado de R$ 176,69/MWh, enquanto o PLD médio do Nordeste em 2016 foi de R$ 174/MWh. Como o cenáriode sobrecontratação foi generalizado entre as distribuidoras do país, ocorreu um esforço tanto dos órgãos reguladores quanto dos agentes do setor (compradores e vendedores)para reduzir as sobras no âmbito nacional, criando mecanismos regulados de devolução de energia, comentados com mais detalhes no item Ambiente Regulatório. Sobreos indicadores de qualidade destacamos a melhoria dos indicadores da Celpe em relação ao ano de 2015 com redução do DEC e FEC de 18% e 12% respectivamente. Em2016, o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor) registraram 15,80 e 7,13 respectivamente.

Nota: valores com a supridoraJá em relação às perdas, foram gastos com seu Plano de Combate cerca de R$ 119,16 milhões em ações de otimização das perdas globais, que em 2016 atingiu 16,59%. Oíndice de perdas não técnicas registrou queda de 0,03 p.p. em relação ao ano de 2015. Dentre as ações, destacam-se as principais do ano: • Realização de aproximadamente134 mil inspeções, com uma recuperação total de 85,2 GWh em energia; • Atuação concentrada em áreas de perdas elevadas com aplicação de blindagem adequada àscaracterísticas do local, incorporando mercado, minimizando a possibilidade de realização de irregularidade e facilitando as ações comerciais como leitura, corte, religaçãoe acompanhamento de cortados. Em 2016, foram blindadas e regularizadas mais de 35,9 mil unidades consumidoras; • Substituição de 45 mil equipamentos de medição,com equipes de enlace; • Levantamento e atualização do cadastro de iluminação pública em cerca de 666 mil pontos verificados, com uma recuperação total de 8,8 GWh emenergia; • Para os clientes com maiores riscos de fraude no Grupo A, foram realizadas 548 instalações de equipamento de medição encapsulada. O gráfico abaixo mostra aevolução do índice de perdas ao longo de 5 anos.

Sobre o índice de Arrecadação a Celpe apresentou aumento de 0,90 p.p. em relação ao ano anterior. O índice de arrecadação é definido pelo quociente do valor total arrecadadocom energia elétrica e títulos, inclusive de exercícios anteriores, em relação aos valores faturados por fornecimento de energia no exercício.

A Celpe mantém uma estrutura de atendimento que facilita o acesso aos serviços disponibilizados pela empresa, tais como uma rede de atendimento de agências, teleaten-dimento, Site e serviço gratuito de SMS. A Celpe, em 2016, alcançou o melhor Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC) da história da Companhia com 72,98%, umaevolução de 27,8% em relação ao ano anterior, alcançando a 14º posição no ranking nacional. O IASC tem o objetivo de avaliar, a partir da percepção dos usuários, o grau desatisfação com as distribuidoras de energia elétrica. O índice é composto de cinco variáveis: qualidade percebida, valor, satisfação, confiança e fidelidade. Cada variável éavaliada (de zero a 100 pontos) por meio de entrevistas com clientes nas áreas de concessão das 101 distribuidoras do país, com amostras de acordo com o porte de cada uma.

2. INVESTIMENTOSEm 2016, a Celpe investiu R$ 833 milhões, os quais foram destinados à melhoria da qualidade e da capacidade do fornecimento de energia elétrica aos consumidores,conforme descrito a seguir.

Descrição 2016Geração 4.726Distribuição 765.915Administração 62.526

Total 833.167

No programa de Instalações Gerais, foram realizados investimentos em sistemas de informática, ferramentas, veículos e patrimônio.Os principais investimentos foram em expansão de rede e modernização.

3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIROOs comentários da Administração sobre o desempenho econômico-financeiro e o resultado das operações devem ser lidos em conjunto com as demonstrações financeiras enotas explicativas

3.1. LAJIDA (EBITDA)Atendendo à Instrução CVM nº 527 demonstramos no quadro abaixo a conciliação do EBITDA (sigla em inglês para Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortiza-ção, LAJIDA) e, complementamos que os cálculos apresentados estão alinhados com os critérios dessa mesma Instrução:

Conciliação EBITDA 2016 2015 Variação %Lucro líquido 33 71.097 (71.064) (99,95)Despesas financeiras 878.456 810.552 67.904 8,38Receitas financeiras (648.074) (632.013) (16.061) 2,54Imposto de renda (819) 24.479 (25.298) (103,35)Depreciação e Amortização 180.620 168.776 11.844 7,02Amortização de ágio 14.827 16.270 (1.443) (8,87)EBITDA 425.043 459.161 (34.118) (7,43)

3.2. Resultado do Ano:

DescriçãoAcumulado -R$ Mil Variação

2016 2015 R$ Mil %

Receita Bruta 7.178.302 6.953.592 224.710 3,23

Deduções da Receita Bruta (2.483.472) (2.377.962) (105.510) 4,44

Receita Líquida 4.694.830 4.575.630 119.200 2,61

Custos de Bens e/ou Serviços Vendidos (4.014.984) (3.823.948) (191.036) 5,00

Resultado Bruto 679.846 751.682 (71.836) (9,56)

Outras Despesas Operacionais (435.423) (461.297) 25.874 (5,61)

Resultado do Serviço (I) 244.423 290.385 (45.962) (15,83)

Amortização / Depreciação 180.620 168.776 11.844 7,02

EBITDA 425.043 459.161 (34.118) (7,43)

Resultado Financeiro (II) (230.382) (178.539) (51.843) 29,04

Resultado Operacional (I) + (II) 14.041 111.846 (97.805) (87,45)

IR e CSLL (14.008) (40.749) 26.741 (65,62)

Lucro do Período 33 71.097 (71.064) (99,95)

3.2.1. Receita Operacional Bruta

Receita Operacional Bruta - R$ MilAcumulado -R$ Mil Variação

2016 2015 R$ Mil %

Residencial 2.698.513 2.537.727 160.786 6,34

Industrial 679.678 753.309 (73.631) (9,77)

Comercial 1.507.215 1.518.409 (11.194) (0,74)

Rural 224.489 226.285 (1.796) (0,79)

Poder Público 339.100 351.355 (12.255) (3,49)

Iluminação Pública 162.933 160.285 2.648 1,65

Serviço Público 197.158 210.456 (13.298) (6,32)

Receita de Uso de Rede 194.208 176.625 17.583 9,95

Suprimento - 635 (635) (100,00)

Fornecimento Faturado 6.003.294 5.935.086 68.208 1,15

Fornecimento Não Faturado (45.580) 55.502 (101.082) (182,12)

Fornecimento de energia 5.957.714 5.990.588 (32.874) (0,55)

Subvenção à tarifa social baixa renda 334.624 310.822 23.802 7,66

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 192.723 115.922 76.801 66,25

Valores a Receber da parcela A e Outros Itens Financeiros (185.293) (81.636) (103.657) 126,97

Receita de construção da infraestrutura da concessão 763.913 464.595 299.318 64,43

Outras receitas 114.621 153.301 (38.680) (25,23)

Receita Operacional Bruta 7.178.302 6.953.592 224.710 3,23

A Companhia apresentou em 2016 uma Receita Bruta de R$ 7.178.302 mil, representando um acréscimo de 3,2% em relação ao valor de R$ 6.953.592 mil registradoem 2015. Os fatores determinantes pelo aumento da Receita Bruta foram: • O Aumento da Receita de Fornecimento Faturado em R$ 51.260 mil, excluindo-se os efeitosda variação positiva de R$ 17.583 mil do uso de rede e da variação negativa de R$ 635 mil da Receita de Suprimento. O aumento foi decorrente, principalmente, de doisefeitos: (i) Efeito do Preço da Energia Distribuída e (ii) Efeito do Volume da Energia Distribuída. (i) Efeito Preço: O Reajuste Tarifário Anual aplicado a partir de abril de 2016com incremento médio percebido pelo consumidor na tarifa de 9,99% impactou positivamente a Receita de Fornecimento em R$ 136.677 mil. (ii) Efeito do Volume: Reduçãode 1,48% no volume de energia distribuída no mercado cativo, com destaque negativo para a classe industrial, impactando negativamente a Receita de Fornecimento emR$ 85.417 mil. • O aumento na receita de uso de rede do consumidor livre no valor de R$ 17.583 mil, em virtude, principalmente, da migração de clientes industriais parao mercado livre que contribuiu com um aumento do consumo em 154 GWh, representando um crescimento de 7,76%, assim o impacto do efeito volume foi de R$ 13.708mil. Foi registrado também um aumento no preço médio por consumo do mercado livre de 2,04%, assim o efeito preço foi de R$ 3.875 mil. • A variação positiva de 66%, novalor de R$ 76.801 mil, na venda de energia de curto prazo na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica “CCEE”, em função do aumento do nível de sobrecontrataçãoda CELPE que registrou um aumento de 3,41 p.p. quando comparamos 2016 com o ano anterior. Esse aumento foi compensado parcialmente pela redução de 44% noPLD do Nordeste quando comparamos os dois anos. • Acréscimo de R$ 299.318 mil equivalente a 64% na Receita de Construção de Infraestrutura da Concessão, devidoao maior volume de investimentos em 2016 em relação ao ano anterior, sem impacto no resultado, pois temos a contrapartida de custos no mesmo valor. O aumento daReceita foi compensado parcialmente pela: • Conta de Valores a Receber de Parcela A e Outros Itens Financeiros, que teve variação negativa de R$ 103.657 mil entre 2016e 2015, que é resultado do efeito líquido da elevação da constituição normal passiva no valor de R$ 123.301 mil, e da redução da amortização normal passiva no valor deR$ 19.644, com base nos saldos homologados pela ANEEL nos reajustes tarifários de 2016 e 2015. Nessa mesma conta, o registro contábil de 2016 foi negativo no valorde R$ 185.293 mil, sendo composto pela constituição normal dos passivos de R$ 86.828 mil decorrente os custos realizados abaixo da cobertura tarifária e R$ 98.465 milreferente a reversão passiva da Parcela A. • Redução de R$ 101.082 mil na linha de Fornecimento Não Faturado devido, em grande parte, ao provisionamento dos clientesde Iluminação Pública não realizados.3.2.2. Deduções da Receita Bruta:

Deduções da Receita BrutaAcumulado -R$ Mil Variação

2016 2015 R$ Mil %

IMPOSTOS (ICMS / PIS / COFINS / ISS) (2.003.279) (1.946.262) (57.017) 2,93

ENCARGOS SETORIAIS (480.193) (431.700) (48.493) 11,23

Conta de desenvolvimento energético - CDE (420.807) (391.898) (28.909) 7,38

Programa de Eficientização Energética - PEE (21.922) (17.378) (4.544) 26,15

Pesquisa e desenvolvimento - P&D (8.769) (6.951) (1.818) 26,15

Encargos do Consumidor - CCRBT (15.542) (5.046) (10.496) 208,01

Outros (FNDCT / EPE / PROINFA) (13.153) (10.427) (2.726) 26,14

(-) Dedução da receita bruta (2.483.472) (2.377.962) (105.510) 4,44

Receita Operacional Líquida 4.694.830 4.575.630 119.200 2,61

A variação positiva da Receita Bruta foi parcialmente compensada pelo aumento de R$ 105.510 mil nas Deduções da Receita Bruta em relação ao mesmo período do anoanterior devido ao efeito líquido dos seguintes impactos: • Acréscimo de 2,9% dos impostos sobre a receita no valor de R$ 57.017 mil devido ao aumento da base de cálculo(Receita Bruta); • Aumento de 11,2%, no valor de R$ 48.493 mil nos encargos setoriais, devido a: (i) Elevação na Conta de Desenvolvimento Energético – CDE em R$ 28.909mil decorrente principalmente das cotas da CDE-Energia (REH 1857/15 e 2018/16) e CDE-Energia-Conta-ACR (REH 1863/15 e 2004/15) que vigoraram parcialmente em2015, com início de aplicação em mar/15 e abr/15, respectivamente, enquanto tiveram efeito pleno em 2016. (ii) Ao CCRBT, que é um encargo que leva em consideraçãotanto o custo de energia da distribuidora quanto o faturamento das bandeiras tarifárias junto ao seu mercado consumidor. Em 2016 o custo de energia registrado foi menorque em relação a 2015, portanto, a tarifa foi suficiente para cobrir os custos, sendo esse o principal motivo para um valor de repasse (devolução) do CCRBT maior. A ReceitaOperacional Líquida registrou um aumento de R$ 119.200 mil, sendo R$ 4.694.830 mil em 2016 e R$ 4.575.630 mil no ano anterior.3.2.3 Custos e Despesas Operacionais:

Custos e Despesas Não-GerenciáveisAcumulado - R$ Mil Variação

2016 2015 R$ Mil %

Energia Elétrica Comprada para Revenda (2.408.939) (2.574.758) 165.819 (6,44)

Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (211.067) (263.306) 52.239 (19,84)

Taxa de Fiscalização – TFSEE (5.038) (4.727) (311) 6,58

Combustível para produção de energia (5.392) (6.315) 923 (14,62)

Subtotal (2.630.436) (2.849.106) 218.670 (7,68)

Custos e Despesas Gerenciáveis 2016 2015 R$ Mil %Pessoal e Administradores (243.364) (225.454) (17.910) 7,94Material (24.918) (15.782) (9.136) 57,89Serviços de terceiros (421.310) (368.717) (52.593) 14,26Indenizações (62.998) (50.260) (12.738) 25,34Depreciação e amortização (180.620) (168.776) (11.844) 7,02Provisões Líquidas - PCLD (132.364) (93.081) (39.283) 42,20Provisões Líquidas - Contingências 23.587 4.007 19.580 488,64Custo de Construção (763.913) (464.595) (299.318) 64,43Outros (14.071) (53.481) 39.410 (73,69)Subtotal (1.819.971) (1.436.139) (383.832) 26,73Total (4.450.407) (4.285.245) (165.162) 3,85

Os custos e despesas operacionais em 2016 correspondem a R$ 4.450.407 mil contra R$ 4.285.245 mil apresentado em 2015, representando um acréscimo de R$ 165.162mil, ou seja, aumento de 3,85%. Contribuíram para esse resultado: • Redução do custo da energia elétrica comprada para revenda, em R$ 165.819 mil, decorrente prin-cipalmente dos fatores descritos abaixo. Redução em R$ 496.073 mil nos Custos Variáveis do Mercado de Curto Prazo em função do melhor cenário hidrológico quecausou: redução do PLD do Nordeste em 44% e melhora do GSF e consequente redução do custo do risco hidrológico quando comparamos o ano de 2016 com o anterior. Redução de R$ 250.304 no Custo com Energia de Curto Prazo – PLD devido ao nível de sobrecontratação maior da CELPE em 2016 em relação ao ano de 2015, resultandoem receita para Companhia, visto que, o excedente de energia pode ser comercializado. Essa redução foi compensada parcialmente pelo: Aumento de R$ 489.913 mil

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

nos custos de energia de leilão do ACR, dos contratos bilaterais, das cotas de garantia física e das cotas de Angra I e Angra II devido aos reajustes de tarifas de compras einclusão de novas cotas e contratos no ano de 2016. Menor Ressarcimento de Energia devido à redução do despacho de usinas térmicas no Brasil em função do melhorcenário hidrológico, o abatimento nos custos da energia elétrica comprada para revenda foi menor em R$ 25.574 mil. Aumento de R$ 29.935 mil no Custo do PROINFAem função das novas cotas de para 2016. Aumento de R$ 18.555 mil nos Encargos de Energia de Reserva em função da não ocorrência de repasse da CCEE referenteà conta CONER em 2016 devido à redução do PLD médio do Nordeste em 44%, diferente de 2015 que ocorreu repasse compensando a despesa com o encargo. • Reduçãode R$ 52.239 mil nos Encargos de uso do sistema de transmissão, decorrente da melhora do cenário hidrológico e consequente redução do despacho das usinas termo-elétricas, favorecendo o equilíbrio entre custo e receita. Essa melhora de cenário impactou principalmente nos encargos Encargo de Serviço do Sistema – ESS e Encargode Energia de Reserva – ERR. • Aumento dos gastos com serviços de terceiros em R$ 52.593 mil, decorrente principalmente do: (i) repasse dos índices de inflação noscontratos de prestação de serviços; e (ii) aumento no volume de serviços de manutenção corretiva, inspeção técnica, serviço de leitura e entrega de conta, desligamentose religamentos, dentre outros. • Aumento dos gastos com Pessoal e Administradores em R$ 17.910 mil devido, principalmente, a reajustes nas remunerações em funçãodo novo acordo coletivo. • Aumento das Provisões – PCLD em R$ 39.283 mil decorrente dos seguintes fatores: (i) aumento da tarifa decorrente do reajuste tarifário anual,(ii) clientes da classe industrial e comercial em recuperação judicial, (iii) perda de benefício de tarifa social para aproximadamente 60.321 clientes, além do início detributação do ICMS para clientes beneficiados pela tarifa social e (iv) implantação de nova regra da PCLD em atendimento a Instrução Normativa 1.515 antecipando oprovisionamento de R$ 3.000 mil. • Aumento de 64,4%, representando R$ 299.318 mil, no Custo de Construção de Infraestrutura da Concessão devido ao maior volumede investimentos em 2016 em relação ao ano anterior.3.2.4 Resultado Financeiro

2016 2015 R$ Mil %Renda de aplicações financeiras 19.140 29.811 (10.671) (35,80)Juros, comissões e acréscimo moratório 34.230 32.116 2.114 6,58Encargos de dívida, variações monetárias e cambiais (19.016) (322.229) 303.213 (94,10)Instrumentos financeiros derivativos (200.527) 146.428 (346.955) (236,95)Atualização provisão para contingências / depósitos judiciais (25.233) (28.865) 3.632 (12,58)Remuneração financeira da parcela A e outros itens financeiros 135 29.974 (29.839) (99,55)Obrigações pós emprego (24.730) (31.465) 6.735 (21,40)Outras receitas (despesas) financeiras líquidas (14.381) (34.309) 19.928 (58,08)Resultado Financeiro Líquido (230.382) (178.539) (51.843) 29,04

O Resultado Financeiro Líquido da Companhia foi negativo em R$ 230.382 mil no ano de 2016, contra um resultado negativo de R$ 178.539 mil em 2015, que equivale a umaumento de 29,04%. Os principais fatores que levaram a piora no resultado financeiro foram: • O CDI acumulado no período foi de 14,00%, uma elevação de 0,76 pontospercentuais em comparação ao ano anterior, onde foi de 13,24%. Em contrapartida, a redução dos volumes de caixa médios acarretou uma perda nas receitas de aplicaçãofinanceira de aproximadamente R$ 10.671 mil reconhecidos no resultado. • Houve um aumento de R$ 43.742 mil nas despesas de dívida. Esse aumento foi decorrente dacombinação do efeito do aumento dos volumes de dívida na comparação de 2016 e 2015, além do aumento dos juros praticados no mercado, principalmente, do CDI e doTJLP que são os indexadores mais relevantes da dívida da Companhia. Os instrumentos financeiros tiveram uma inversão em relação a 2015, isso se deve a redução de20% na cotação do dólar, gerando uma despesa nos derivativos. Segue quadro demonstrativo dos valores acumulados nos ano:

Índice 2015 2016 ∆ p.pCDI 13,24% 14,00% 0,76TJLP 6,25% 7,50% 1,25Dólar 3,9048 3,2591 -0,6457

• Variação negativa de R$ 29.839 mil na Remuneração Financeira da Parcela A, decorrente, principalmente, da CVA de Energia que encerrou o ano de 2016 com um saldoativo expressivamente menor que o de 2015. Dessa forma, em dezembro de 2016 os Valores a Compensar da Parcela A registraram um saldo passivo em função doscustos incorridos terem sido menores que a cobertura tarifária ao contrário de 2015 quando foi constituído um saldo ativo. 3.3 Perfil da Dívida: De acordo com sua PolíticaFinanceira, a CELPE busca permanentemente o alongamento e a diversificação dos instrumentos financeiros. Em dezembro de 2016, a CELPE contava com 63% da dívidacontabilizada no longo prazo e 37% no curto prazo. No ano de 2016 a dívida bruta consolidada da CELPE, incluindo empréstimos, debêntures, instrumentos financeiros eencargos, era de R$ 2.223 milhões apresentando um incremento de 26,9% em relação a dezembro de 2015.

Dívida BrutaDez/2015

Curto Prazo Longo Prazo

Dívida LíquidaDez/2015

2.223

1.410

200

2.0231.432

812

1.262

1.751

489Dívida Bruta

Dez/2016Disponibilidades

Dez/2016Dívida Líquida

Dez/2016

O gráfico abaixo apresenta o cronograma de vencimentos de principal e juros da dívida, utilizando as curvas forward de mercado para os indexadores e moedas atrelados aoendividamento da Companhia vigente em 31 de dezembro de 2016. Sendo assim, as informações apresentadas abaixo diferem das do cronograma de vencimentos apresen-tado nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2016, que considera os índices e moedas realizados no encerramento do período e não as projeções de mercado.

982

680

536

262 212 208

218

11175

37 21 10569 461

226 191 198

218

764

2017 2018 2019 2020 2021 2022 a 2026

4. PRÁTICAS DE GESTÃO4.1 Estrutura de Governança: As práticas de Governança Corporativa do Grupo Neoenergia buscam assegurar a transparência e a equidade nos negócios, bem como orespeito aos direitos das partes interessadas. O modelo permite o aproveitamento da sinergia dos negócios entre as empresas que integram o Grupo e a unificação deprocessos, práticas e políticas. A estrutura de governança é composta por Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Diretoria Executiva, com o apoio de Comitês quecontribuem para as deliberações e tomadas de decisão. O Acordo de Acionistas orienta a atuação dos conselheiros e estabelece cláusula para abstenção de voto sobretemas que possam representar conflito de interesses. Conselho de Administração: É integrado por cinco membros, e seus respectivos suplentes, eleitos pela AssembleiaGeral Ordinária, com mandato de dois anos, sendo permitida a reeleição. Entre os titulares, um é indicado pela Iberdrola, um pela Caixa de Previdência dos Funcionáriosdo Banco do Brasil (Previ), um pelo Banco do Brasil – Banco de Investimentos – BBBI e dois pela Neoenergia. As atribuições do Conselho incluem a orientação geral dosnegócios e a eleição e destituição dos diretores. Os membros se reúnem bimestralmente para avaliar os desempenhos econômico, ambiental e social da companhia. Osintegrantes podem ainda se reunir extraordinariamente quando convocados pelo presidente ou pela maioria dos membros. Conselho Fiscal: Com função independente, oConselho Fiscal é composto por quatro membros titulares e igual número de suplentes, eleitos pela Assembleia Geral Ordinária para mandatos de um ano, sendo trêseleitos pelo acionista controlador e um eleito pelos acionistas preferencialistas. O Conselho Fiscal tem como objetivo garantir o exercício do direito dos acionistas de fisca-lizar a gestão dos negócios e sua função fiscalizadora independente é reforçada pela atuação individual dos conselheiros prevista em lei. Diretoria: É responsável pelagestão dos negócios, sendo composta atualmente por cinco membros, incluindo o diretor-presidente. Seus integrantes são nomeados pelo Conselho de Administração paramandatos de três anos, passíveis de renovação. Os diretores se reúnem ordinariamente, semanalmente ou extraordinariamente, sempre que exigida. A Diretoria das em-presas Controladas pela Neoenergia está estruturada de forma matricial na qual os Diretores estatutários da holding também são diretores de todas as Controladas daNeoenergia. Comitês: O Grupo Neoenergia possui quatro diferentes comitês, instalados apenas na holding: de Auditoria, Financeiro, Remuneração e Sucessão e de Acom-panhamento de Negócios. Cada Comitê, dentro de seu escopo, é responsável por análises e recomendações de grande parte das decisões do Conselho de Administração.Cada Comitê é formado por 03 membros titulares e seus respectivos suplentes, indicados pelo Conselho de Administração. Os Comitês realizam reuniões mensais, poden-do realizar de forma extraordinária sempre que necessário. 4.2 Direito dos Acionistas e Política de Dividendos: A CELPE possui definido em seu estatuto social que osacionistas terão direito a um dividendo de no mínimo 25% do lucro líquido do exercício, que o valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capitalpróprio, na forma da lei, poderá ser imputado ao dividendo obrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela Companhia para todos os efeitoslegais. Além disso, no Estatuto Social da Companhia prevê que as ações preferenciais classe “A” têm direito a um dividendo mínimo, não cumulativo, de 10% (dez porcento) ao ano sobre o lucro líquido, enquanto as ações preferenciais classe “B” têm direito a dividendos 10% (dez por cento) maiores que os atribuídos às ações ordinárias.Em 2016, foram declarados dividendos complementares no valor de R$ 1.238.504,57 (um milhão, duzentos e trinta e oito mil, quinhentos e quatro reais e cinquenta e setecentavos) e dividendos adicionais no valor de R$ 48.715.513,70 (quarenta e oito milhões, setecentos e quinze mil, quinhentos e treze reais e setenta centavos), com basena posição acionária de 26/04/2016. 4.3. Relações com Investidores: No intuito de disponibilizar informações com elevado padrão de qualidade, transparência e confia-bilidade, com base na legislação pertinente e das regras que regulam o setor elétrico, a CELPE adota uma política de comunicação consistente, clara e confiável com omercado de capitais, zelando pelo relacionamento com acionistas, analistas de mercado, instituições financeiras, agências de “rating” e instituições reguladoras, emconformidade com as boas práticas de governança corporativa. A CELPE disponibiliza informações através da área de Relações com Investidores, “e-mail” (ri@neoenergia.com), no “site” Relações com Investidores (www.celpe.com.br – “link” RI) e por meio dos relatórios e informes trimestrais e anuais enviados para a Bovespa e CVM. Alémdisso, o Grupo Neoenergia realiza reuniões webconferences trimestrais e APIMEC anual com os principais números de cada empresa do Grupo e consolidado. 4.4. Integri-dade e Ética: A CELPE tem como um de seus valores a INTEGRIDADE e busca incessantemente pautar sua conduta e a de seus colaboradores dentro de princípios éticos ede conformidade com a legislação brasileira e com as melhores práticas em termos de ética empresarial. Além disso, envida esforços para que seus fornecedores de bense serviços também adotem condutas íntegras e aderentes aos princípios defendidos pela Companhia em seu Código de Ética e em suas Políticas de Integridade. A empre-sa aderiu também às normas estipuladas em tratados internacionais dos quais o Brasil é signatário, por meio do Pacto Global das Nações Unidas contra Corrupção e sealinhou aos princípios de combate à corrupção, estabelecidos pelo Instituto ETHOS. Para atingir seus propósitos a CELPE adota as ações constantes do Programa de Inte-gridade da NEOENERGIA, com a orientação e apoio de sua Superintendência de Compliance, a qual é responsável por a) planejar, conceber, executar, manter e avaliar oPrograma de Integridade da Neoenergia e suas controladas; b) elaborar e revisar Códigos de Conduta, políticas e procedimentos a fim de promover e reforçar uma culturade integridade baseada em princípios éticos de negócio; c) identificar, avaliar e propor medidas de mitigação de riscos de não conformidade de forma a garantir a aderên-cia do Grupo aos princípios da legalidade e de combate à corrupção; d) investigar os casos de conduta em desconformidade com o Código de Ética e políticas de integri-dade; e) treinar executivos e colaboradores sobre temas relacionados com ética empresarial e legislação anticorrupção; f) propor medidas de prevenção relacionadas comcomportamento ético e aderente à legislação; g) coordenar o comitê de ética, que é responsável pela disseminação da cultura de integridade ética por toda a organização.Ao longo de 2016 merecem destaque as seguintes ações: i) Condução de ações do Programa de Integridade da Neoenergia aprovado pelo seu Conselho de Administração;ii) 1ª Revisão do Código de Ética da Neoenergia; iii) elaboração da Política de Conflito de Interesses e da norma de Relacionamento com o Poder Público; iv) treinamentosobre princípios éticos e legislação anticorrupção para líderes e colaboradores (presencial e via intranet), bem como para prestadores de serviços; v) estruturação e com-posição do comitê de ética. O esforço da Neoenergia em sua jornada de integridade foi recompensado pela conquista, já em sua primeira participação, do Prêmio EmpresaPró Ética - 2016, concedido pelo Ministério da Transparência, Fiscalização e Controladoria Geral da União, evidenciando a aderência de seu Programa de Integridade àsmelhores práticas empresariais em termos de prevenção e aderências aos requisitos da legislação anticorrupção brasileira. 4.5. Gestão de Riscos: Em 2016 foi implanta-da a área de Gestão de Riscos na Neoenergia com objetivo de trazer mais transparência para os processos corporativos e suporte na tomada de decisões estratégicas doGrupo. A área é coordenada pela Superintendência de Planejamento Financeiro e Riscos e se reporta à Diretoria Financeira e Relações com Investidores. As responsabilida-des da área são; a) elaborar e monitorar os Mapas de Riscos nos negócios de Distribuição, Geração, Comercialização, Transmissão e Holding; b) definir Políticas de Riscospara o Grupo e cada negócio da companhia; c) realizar avaliação de rating de fornecedores de serviços e produtos; d) elaborar relatórios e informações externas relaciona-das aos riscos da companhia (CVM, ANEEL); d) suportar as áreas Financeiras e de Contabilidade na precificação e contabilização de instrumentos financeiros; e) dissemi-nar a cultura de Gestão de Riscos pelo Grupo Neoenergia. Um marco importante do ano de 2016, para a área de Gestão de Riscos do Grupo Neoenergia, foi a aprovação,pelo Conselho de Administração da Neoenergia, das três primeiras Políticas de Riscos: Política Geral de Gestão de Risco Corporativo, Política de Risco de Crédito e Políticade Risco para Negócio de Distribuição. As políticas estão alinhadas às melhores práticas de mercado e tem como principal objetivo a maior previsibilidade dos resultados,com foco em eficiência. Também em 2016, a área de Gestão de Risco atuou através da Comissão de Riscos, órgão consultivo que se reúne periodicamente, com os principaisexecutivos da companhia, para discutir a metodologia para identificação, quantificação, monitoramento e ações de mitigação de riscos. A área de Riscos atua em conjun-to com as áreas de Compliance, Controles Internos e Auditoria, no apoio ao planejamento estratégico do Grupo Neoenergia e alinhado às expectativas de Acionistas, Inves-tidores e Órgãos Reguladores.

5. ESTRUTURA SOCIETÁRIA E BREVE HISTÓRICO DA COMPANHIA

A Companhia Energética de Pernambuco – CELPE foi fundada em 10 de fevereiro de 1965, como uma sociedade de economia mista, estando o Governo do Estado comocontrolador. Sendo privatizada no dia 17 de fevereiro de 2000, como parte do Programa Nacional de Desestatização (PND), tendo o seu controle adquirido pelo ConsórcioGuaraniana (atualmente denominada Neoenergia). Em setembro de 2001, a Empresa constituiu a Termopernambuco, uma produtora independente de energia elétrica, cujaconstrução foi financiada pelo BID, pela própria CELPE e pela Neoenergia. Em outubro de 2003, a CELPE transferiu o controle da Termopernambuco para a Neoenergia. Em2004, visando melhor se adequar às demandas do mercado, melhorar sua gestão e aproveitar a sinergia dos negócios, o Grupo Neoenergia reestruturou-se e implementouum novo modelo de Governança Corporativa. O Grupo passou a operar com um quadro diretivo único, com conselheiros da holding presentes nas principais controladas,incluindo a CELPE. A CELPE atende atualmente a uma população estimada de 8,9 milhões de habitantes em 184 municípios do Estado de Pernambuco, além do Distritode Fernando de Noronha e do município de Pedras de Fogo na Paraíba. Sua área de concessão engloba 98.547 Km2, e atende a 100% do total dos domicílios do Estado dePernambuco.

6. AMBIENTE REGULATÓRIO6.1. Cenários e Impactos: 6.1.1. Hidrologia: Em 2016, observou-se a manutenção do cenário hidrológico desfavorável em grande parte do ano no Sistema InterligadoNacional – SIN. As chuvas ficaram abaixo da média histórica nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte em 2016. No Nordeste, as chuvas se mantiveram bastantecríticas durante o ano, quando a energia natural afluente ficou em 44% da Média Histórica de Longo Termo - MLT (2º pior ano do histórico). É importante destacar quehouve estagnação da carga em 2016, influenciada pela crise econômica brasileira. No acumulado do ano, a carga do SIN apresentou uma variação nula em relação ao anoanterior. Apesar da hidrologia desfavorável, a estagnação da carga, levou à redução de déficit de garantia física, quando da alocação de energia para as usinas hidrelé-tricas na contabilização da CCEE (Generation Scaling Factor - GSF). O Preço de Liquidação de Diferenças – PLD no Sudeste de 2016 foi da ordem de R$ 98/MWh. No Nor-deste, o crescimento de 3,2% da carga, adicionado à hidrologia desfavorável e às restrições de recebimento de intercâmbio de energia, levou o PLD à um patamar de R$174/MWh. 6.1.2. Nível Contratual das Distribuidoras: Em 2016 a situação de sobrecontratação das distribuidoras agravou-se em função da crise econômica. Ao longo doano foram promovidas várias reuniões com o Ministério de Minas e Energia - MME e Agencia Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através da Associação Brasileira deDistribuidoras de Energia Elétrica - ABRADEE, com o intuito de discutir propostas para mitigar os efeitos da sobrecontratação generalizada das distribuidoras. De acordocom dados levantados pela associação, a sobrecontratação sistêmica expôs 80% das distribuidoras ao risco de um nível de contratação acima de 105% da demanda real,o que representa elevada chance de perda econômica, em função do Preço da Liquidação das Diferenças - PLD poder ser inferior ao preço da energia contratada. Nasreuniões foi defendido o argumento de que a queda sistêmica da economia não pode ser rotulada como risco ordinário da distribuidora, principalmente quando considera-do que mesmo com revisão para menor o Plano Decenal de Expansão – PDE 2021 ainda projetava um crescimento de carga consistente da ordem de 4,2% a.a. para 2016.Além disso, o mercado financeiro só vislumbrou queda do PIB de 2016 no segundo semestre de 2015, ou seja, sem que houvesse tempo hábil para as distribuidoras ajus-

tarem adequadamente o nível de contratação para o ano de 2016. Além da redução do consumo, houve expressiva migração de consumidores para o ambiente livre, inclu-sive com estimulo de um desconto na tarifa de uso da rede para o caso de vir a comprar de fontes renováveis alternativas. A partir de tratativas junto ao MME e ANEEL,várias ações foram empreendidas ao longo de 2016 com o intuito de mitigar a sobrecontratação das distribuidoras: • Resolução Normativa nº 706/2016 possibilitou queeventual saldo positivo decorrente da alocação de cotas em volume superior ao Montante de Reposição em determinado ano poderá ser abatido da demanda dos Leilões deEnergia Existente de anos subsequentes, caso solicitado pelos agentes de distribuição; • Resolução Normativa nº 711/2016 estabeleceu critérios e condições para celebra-ção de acordos bilaterais entre partes signatárias de Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, com objetivo de redução ou rescisão dosrespectivos contratos. Com isso foram criados mecanismos que garantem maior eficiência no processo de acordo bilateral entre as distribuidoras e os geradores, além deproporcionar maior autonomia aos agentes envolvidos e, ao mesmo tempo incentivam a eficiência na contratação de energia; • Resolução Normativa nº 726/2016 permitiuque as distribuidoras pudessem reduzir os CCEARs de Energia Existente em função da migração de cliente especial para o Ambiente de Contratação Livre - ACL, da mesmaforma como já é feito por meio do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD quando ocorre migração de cliente livre para o ACL. No entanto a medidaabarcou apenas os contratos firmados nos próximos leilões, ou seja, os contratos até então vigentes de energia existente não poderão ser reduzidos; • Resolução Normati-va nº 727/2016 alterou o MCSD de Energia Nova para permitir que depois da primeira etapa rodada entre distribuidoras, havendo ainda sobras de energia, haverá umasegunda rodada onde será permitida a participação de geradores que tenham interesse em reduzir ou rescindir os contratos, com intuito de evitar os efeitos da sobrecon-tratação; • Decreto nº 8.828/2016, publicado em agosto de 2016, desobrigou as distribuidoras, que estão sobrecontratadas, a contratarem o limite mínimo de 96% doMontante de Reposição, medida que gerou oportunidades de ajuste no lastro das distribuidoras a partir de 2017; • Visando atenuar eventuais sobrecontratações e permi-tir que as distribuidoras declarem necessidade de compra para o Leilão A-1 mais próxima à realidade, em outubro de 2016 a ANEEL publicou o Despacho nº 2.769/2016,determinando que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE promova algumas mudanças nos procedimentos de realização do MCSD de Energia Existente.Uma das novidades foi a criação de mais uma modalidade de MCSD - Trocas Livres, que ocorrerá em novembro de cada ano com efeitos a partir de janeiro do ano subse-quente. A CELPE encerrou o ano de 2016 com uma sobrecontratação de 7,06%, o que representa 114,81MW médios de sobra contratual. Esses excedentes são liquidadosno âmbito da CCEE ao valor de PLD do respectivo período. Até uma sobrecontratação de 5% os efeitos econômicos são repassados para a tarifa. O volume que excederpoderá constituir ganho ou perda econômica para a companhia em função da diferença entre o valor do PLD a cada período no respectivo submercado e o preço médio daenergia contratada. O caso da CELPE houve perda pouco expressiva. 6.1.3. Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo: O ano anterior, de 2015, se encerrou comas liquidações financeiras do Mercado de Curto Prazo - MCP paralisadas em função dos desdobramentos judiciais, atrelados ao impacto financeiro decorrente dos riscoshidrológicos assumidos pelos agentes de geração participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE por conta do deslocamento da geração hidráulica que, emfunção de baixa hidrologia exigiu o despacho das usinas térmicas. Esse deslocamento da geração hidráulica é medido pelo indicador conhecido como Generation ScalingFactor – GSF. Em função desses processos judiciais a ANEEL determinou a suspensão das liquidações financeiras até que fossem concluídos os trâmites para repactuaçãodo risco hidrológico de geração hidrelétrica, cujas diretrizes foram estabelecidas por meio da Lei nº 13.203/2015. Em dezembro de 2015 a ANEEL publicou a ResoluçãoNormativa nº 684/2015 que estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico por agentes participantes do MRE. O anode 2016 iniciou-se com a retomada da liquidação financeira uma vez que a desistência da ação judicial era pré-requisito para a assinatura do acordo de repactuação doGSF. No entanto, para os contratos do ACL, quase a totalidade dos geradores não assinaram o Acordo GSF, portanto permanecem com liminar protegendo-os dos efeitos doGSF e em função disso continuam sem pagar suas despesas com Risco Hidrológico. A partir desta situação surgiu o impasse sobre quem deve arcar com os custos asso-ciados ao risco hidrológico ou GSF, uma vez que os referidos geradores estavam sobre proteção de liminares judiciais. Os demais membros do MRE alegam que não podemsofrer os efeitos de decisões proferidas em processos dos quais eles não participam, e além disso, já arcam com a correspondente exposição ao GSF. Com isso, surgiramdezenas de liminares que desoneraram membros do MRE de arcar com os custos de GSF desses geradores com contratos no ACL. A conta restou transferida para os credo-res em geral do Mercado de Curto Prazo (MCP). As associações que representam agentes com posição credora no MCP também sustentam que não podem pagar estaconta. Diante de todo esse impasse o ano de 2016 foi encerrado com essa questão ainda em discussão sem que houvesse uma decisão uniforme por parte dos tribunais.A maior parte da inadimplência continua sendo atribuída aos credores do MCP, porém a cada liquidação a situação fica mais crítica. Caso não seja encontrada uma solu-ção, a inadimplência poderá se tornar insustentável levando a ANEEL a novamente paralisar a liquidação financeira. Possíveis soluções já estão sendo negociadas juntoaos geradores que não assinaram acordo e a ANEEL, porém até o final de 2016 ainda não se tinha uma solução formal para o problema. 6.1.4. Contratos de Concessãodas Distribuidoras: Em 2016 a ANEEL promoveu ajustes nos contratos das distribuidoras, destacando-se os seguintes aspectos: a) Agrupamento de Áreas de Concessão:A Resolução Normativa nº 716/2016 publicada em maio de 2016 permitiu que áreas de concessão atendidas por distribuidoras sujeitas a controle societário comum pos-sam ser agrupadas, com a unificação dos respectivos termos contratuais, mediante solicitação enviada à ANEEL até 31 de agosto do ano anterior ao do efetivo agrupa-mento, com as características das concessões que serão agrupadas, a operação escolhida para a reorganização societária e a justificativa para o agrupamento quanto àsua racionalidade operacional e econômica. A ANEEL deliberará pela unificação a partir de 1º de janeiro do ano seguinte ao da solicitação. A referida resolução defineainda que a data-base dos reajustes e revisões da concessionária agrupada será na data-base do último processo tarifário previsto dentre as concessionárias originais noprimeiro ano do agrupamento. b) Aditivo ao Contrato de Concessão: Em agosto de 2016 a ANEEL publicou o Despacho nº 2.194/2016 no qual aprova a minuta de termoaditivo ao contrato de concessão de distribuição, de caráter opcional, para as concessionárias que não tiveram os contratos prorrogados nos termos da Lei nº 12.783/2013.A intenção da agência foi fazer um aprimoramento na regra para dar possibilidade às distribuidoras que ainda não tiveram suas concessões prorrogadas, a assinarem onovo modelo de contrato de concessão. As distribuidoras que se enquadram nesta condição poderão aderir integralmente ao novo modelo de contrato, instrumento quepoderá contemplar nova data para realização dos processos tarifários, o que deve ser objeto de audiência pública específica para cada concessionária. Para as distribui-doras que já assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão a Resolução Normativa nº 747/2016, publicada em dezembro de 2016, estabeleceu critérios para limita-ção de distribuição de dividendos e pagamento de juros sobre o capital próprio em razão da violação de indicadores de continuidade, uma vez que o termo aditivo possuicláusulas relativas à restrição de proventos. Importante ressaltar que essa regra apenas afetará aquelas empresas que tiverem a renovação da concessão ou que aderiramao novo aditivo, o que não é caso da CELPE cuja renovação ocorrerá apenas em 2030. 6.1.5. Lei 13.360/2016: No dia 18.11.2016 o Governo publicou a Lei nº 13.360/2016,conversão da Medida Provisória 735/2016. Ao todo a Lei 13.360/2016 alterou 16 leis que estavam em vigor e promoveu mudanças significativas no âmbito da distribuiçãode energia, a saber: a) Objetivos Originais da MP nº 735/2016 e que foram mantidos integralmente: • Transferir para a CCEE a responsabilidade de gerir a RGR, CCC e CDE(prazo para assunção é até 1º de maio de 2017); • Aperfeiçoar a gestão da Reserva Global de Reversão (RGR), da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e da Conta deDesenvolvimento Energético (CDE); • Adequar o custeio da CDE às disponibilidades orçamentárias e financeiras; antecipar de 2035 para 2030 o prazo para o fim da assi-metria regional nas cotas; estabelecer que as cotas serão fixadas conforme o nível de tensão e com vistas a proteger os consumidores de baixa renda de impactos tarifários;isentar da CDE os consumidores beneficiados pela Tarifa Social de Energia Elétrica; • Permitir que a União licite as concessões de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica alcançadas pela Lei nº 12.783/2012, junto com a transferência do controle acionário da concessionária controlada pela União; • Ampliar os descontos nastarifas de uso suportados pela CDE, incluindo, além da TUSD, também a TUST (consumidores ligados diretamente na rede básica). b) Incrementos no Custeio da CDE: •Custear pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, com destinação ao MME de 3% dos recursos; • Realizar empréstimos destinados ao custeio ouinvestimento a serem realizados por empresa controlada pela União; • Prover recursos para os dispêndios da CCEE na administração da CDE, CCC e RGE; • Prover recursospara compensar impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, em relação àprincipal distribuidora supridora, na forma a ser definida pela ANEEL. c) Transferência do controle societário da concessionária: Permitir a transferência do controle socie-tário da concessionária, como opção à caducidade da concessão, para grupo com habilitação técnica e financeira para garantir a prestação adequada do serviço. Paratanto, deverá haver aprovação da ANEEL a partir da demonstração da viabilidade da troca de controle e do benefício dessa medida para a adequação do serviço prestado.d) Venda de excedentes contratuais pelas distribuidoras: • Autoriza a venda de excedentes contratuais pelas distribuidoras aos consumidores livres, sem restringir talvenda à respectiva área de concessão; • A ser regulamentada pela ANEEL, porém não especifica se terá efeito neutro e se ocorrerá através de leilão ou não; e) Liberaçãodo mercado: • Os consumidores existentes em julho/1995 com carga ≥ 3 MW, atendidos em tensão inferior a 69 kV, poderão optar pela compra de energia elétrica aqualquer fornecedor a partir de 2019, • Poder Concedente poderá antecipar esses prazos; f) Antecedência de contratação pelas distribuidoras: • Para a energia de empre-endimentos de geração existentes, o início de entrega poderá ser no mesmo ano ou até no 5º ano subsequente ao da licitação e o prazo de suprimento de no mínimo 1 e nomáximo 15 anos; • Para a energia de novos empreendimentos de geração, o início de entrega poderá ser a partir do 3º e até o 7º ano após a licitação, com prazo de supri-mento de no mínimo 15 e no máximo 35 anos. Ou seja, a mudança amplia do 2º para o 5º ano a possibilidade de entrega da energia existente licitada no ACR e do 5º parao 7º ano a energia nova. Logo, aumenta as incertezas oriundas do processo de compra de energia por parte das distribuidoras, embora favoreça as construções das usinas,minimizando a ocorrência de atrasos na entrega da energia. g) Extensão da Outorga dos Geradores: Havendo atraso no início da operação comercial caracterizado pelaANEEL como excludentes de responsabilidade, o prazo da outorga de geração ou transmissão de energia elétrica será recomposto pela ANEEL por meio da extensão daoutorga pelo mesmo período do excludente de responsabilidade, bem como será feito o adiamento da entrega de energia caso o empreendedor tenha um contrato de vendaem ambiente regulado - CCEAR. 6.1.6. Contratação das Distribuidoras com Partes Relacionadas: Com a publicação da Resolução Normativa nº 699/2016 em fevereirode 2016, foi regulamentado o inciso XIII do art. 3º da Lei nº 9.427/1996, que trata dos controles prévios e a posteriori sobre atos e negócios jurídicos entre as concessioná-rias, permissionárias e autorizadas e suas partes relacionadas. As principais mudanças introduzidas pela nova resolução foram: • Conceito de Parte Relacionada: alémda manutenção do conceito anterior, que remetia aos controladores, suas sociedades e coligadas bem como as controladas e coligadas de controlador comum, foram in-cluídos (i) seus administradores e diretores, quando o objeto do negócio for estranho às competências e atribuições estatutárias inerentes ao cargo; (ii) pessoas jurídicasque possuam diretores ou administradores em comum, indicados pelos acionistas controladores, quando estes representem a maioria do capital votante; e (iii) as pessoasjurídicas que possuam diretores ou administradores comuns à Permissionária; • Foi regulamentado os contratos de prestação de serviço e de compartilhamento de infra-estrutura e de recursos humanos. Os contratos estabelecidos anteriormente poderão ser prorrogados, desde que anuídos pela ANEEL, caso se demonstre vantagem opera-cional, econômica e financeira para o Agente contratante em aditar a avença frente a uma nova contratação; • O rateio dos custos de compartilhamento de recursos hu-manos ocorrerá de forma proporcional ao Ativo Imobilizado Bruto – AIB do agente participante do compartilhamento. No compartilhamento de recursos humanos pelasDistribuidoras, essas deverão manter a autonomia integral dos processos de operações, de engenharia e de ouvidoria; • Com relação às áreas de suprimentos, contábil,comercial, financeira, de auditoria, além de outras a critério da ANEEL, as Distribuidoras deverão, no pedido de anuência prévia, apresentar a forma de gestão a ser apli-cada aos referidos processos, de modo a evidenciar sua autonomia para que o serviço concedido se mantenha adequado por todo o período da contratação, sendo que aANEEL poderá demandar a autonomia integral ou parcial dos processos; 6.2. Tarifas: 6.2.1. Reajuste Tarifário Anual – IRT 2016: A ANEEL, através da Resolução Homolo-gatória nº 2.067 de 26 de abril de 2016, publicada no Diário Oficial da União do dia 28 de abril de 2016, homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual da Companhia,de 14,03%, dos quais 11,29% correspondem ao reajuste tarifário econômico e 2,74% aos componentes financeiros pertinentes. Considerando como referência os valorespraticados atualmente, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores da concessionária é de 9,99%, conforme tabela abaixo. As novas tarifas entraram emvigor a partir do dia 29 de abril de 2016 com vigência até 28 de abril de 2017.Grupo de Consumo Variação Tarifária em %AT - Alta Tensão (>2,3kV) 6,77BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 11,66Efeito tarifário médio AT+BT 9,99

Em cumprimento ao disposto no §3º - G, art. 13, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, para vigência a partir de 1º de janeiro de 2017, foi republicada a Tarifa Socialde Energia Elétrica aplicada à subclasse residencial baixa renda através da Resolução Homologatória nº 2.189, de 13 de dezembro de 2016. A republicação ocorreu pararetirar de sua composição os componentes tarifários TUSD-CDE, referentes à base econômica, financeira e CVA. 6.2.2. CDE-Encargos: Através da Resolução Homologatórianº 2.018/2016, a ANEEL estabeleceu o encargo anual da CDE para o ano de 2016, o qual foi devidamente contemplado nas tarifas por meio do reajuste anual da CELPE.Posteriormente essa resolução foi revogada e publicada a Resolução Homologatória nº 2.077/2016. Algumas parcelas desse encargo estão sendo questionadas judicial-mente por algumas associações. Em janeiro de 2016 uma nova liminar foi concedida pela Justiça Federal em Brasília ampliando o número de grandes consumidores deenergia que tiveram o pagamento de parte dos custos da CDE suspensos. A decisão impede a inclusão desses consumidores no rateio das quotas de CDE, similar ao queocorreu em 2015 para as empresas afiliadas à Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE. A concessão daantecipação de tutela beneficia empresas da Associação Nacional dos Consumidores de Energia – ANACE; Associação Técnica Brasileira das Indústrias Automáticas de Vi-dro – ABIVIDRO; Associação Brasileira da Indústria de Álcalis, Cloro e Derivados – ABICLOR; e Associação Brasileira da Indústria Química – ABIQUIM. A parcela questionadae que deve ser excluída da cobrança da CDE refere-se às despesas relativas ao pagamento de indenizações das concessões renovadas, subsídios tarifários, exposição dasdistribuidoras, restos a pagar, dispêndios com a compra de combustível para as térmicas dos sistemas isolados e com a implantação do gasoduto Urucu-Coari-Manaus esubsídios ao carvão mineral nacional. Em setembro de 2016 a ANEEL, em cumprimento à decisão liminar, decidiu homologar novos valores das componentes tarifárias dasTarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, com vigor a partir de 29 de junho de 2016, referentes ao processo tarifário de 2016 das distribuidoras que atendemas unidades consumidoras filiadas a ABRACE, alcançadas pelos efeitos da decisão de antecipação de tutela de que trata a liminar. 6.2.3. Bandeiras Tarifárias: 6.2.3.1Valores das Bandeiras Tarifárias: A partir de janeiro de 2015, conforme estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 547/2013, as contas de energia passaram a serfaturadas de acordo com o Sistema de Bandeiras Tarifárias. Este sistema tem como finalidade indicar para os consumidores se a energia custará mais ou menos, emfunção das condições de geração de energia elétrica, e visa cobrir os custos adicionais de geração térmica, os custos com compra de energia no mercado de curto prazo,ESS e o risco hidrológico. O sistema possui três classificações de bandeiras que indicam se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração deeletricidade. Em 27 de fevereiro de 2015 os valores das Bandeiras Tarifárias foram definidos conforme Resolução Homologatória ANEEL nº 1.859/2015. No ano de 2016, taisvalores e faixas foram ajustados por meio da Resolução Homologatória nº 2.016, de 26 de janeiro de 2016, decorrente da Audiência Pública nº 081/2015: • Bandeira verde:A tarifa não sofre nenhum acréscimo. • Bandeira amarela: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,015 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Ou seja, R$ 1,50 para cada100 KWh consumidos, sem contar com os impostos. • Bandeira vermelha patamar 1: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,030 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Ouseja, R$ 3,00 para cada 100 KWh consumidos, sem contar com os impostos. • Bandeira vermelha patamar 2: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,045 para cada quilowatt-hora(kWh) consumido. Ou seja, R$ 4,50 para cada 100 KWh consumidos, sem contar com os impostos. Nos meses de janeiro de 2015 a janeiro de 2016 a bandeira tarifáriavermelha foi acionada. Em fevereiro de 2016 passou a vigorar a bandeira vermelha patamar 1, em março de 2016, a bandeira amarela, e, a partir de abril de 2016 atéoutubro de 2016, a bandeira verde, em novembro de 2016 a bandeira amarela e retornando a verde em dezembro de 2016. 6.2.3.2. Conta Centralizadora dos Recursosde Bandeiras Tarifárias: O Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015 determinou que os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias fossem revertidosà Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT, administrada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Os agentes de distri-buição passaram a assumir posição credora ou devedora junto a referida conta centralizadora a depender da diferença entre os valores realizados incorridos e a coberturatarifária vigente. Mensalmente são apurados: o valor adicional faturado das bandeiras tarifárias, o valor da exposição incorrida pelas distribuidoras nos itens previstos noDecreto nº 8.401/2015 e, além disso, é fixado o valor líquido a ser repassado pela distribuidora à CONTA-CRBT ou a ser recebido pela mesma. Ao longo de 2016 a CELPEpassou a receber antecipadamente Valores a Receber de Parcela A e Outros Itens Financeiros via aplicação das Bandeiras Tarifárias, sendo R$ 114,34 milhões recebidosatravés do faturamento das contas de energia parcialmente compensados pelo pagamento à CCRBT no montante de R$ 14,31 milhões. 6.3. Ouvidoria: A Ouvidoria é maisum canal de relacionamento da Distribuidora criado, especialmente, para prestar informações, registrar e dar tratamento às sugestões, aos elogios, às denúncias e àsreclamações de clientes, que não foram solucionadas pelos canais de atendimento. Através dessas manifestações, a Ouvidoria atua junto às áreas para orientar quantoao fiel cumprimento da regulamentação do setor elétrico, visando eliminar os riscos regulatórios. O principal desafio da Ouvidoria é resgatar a satisfação do cliente. Em2016, a Ouvidoria da CELPE recebeu 115.508 manifestações, das quais 3,5% referem-se a reclamações de consumidores insatisfeitos com os serviços prestados peladistribuidora. Os processos com maior procedência foram: interrupção de energia, extensão de rede e qualidade do atendimento, com 22%, 14% e 10%, respectivamente.Foram recebidas 4.535 manifestações da Ouvidoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, das quais 1.322 (29%) foram encaminhadas para tratamento no1º nível da distribuidora, pois o cliente não procurou a empresa inicialmente, outras 650 (14%) manifestações foram tratadas em 2º nível pela Ouvidoria da CELPE, poiso cliente já havia feito contato no 1º nível, e 2.563 (57%) foram tratadas como reclamação de 3º nível. Este novo conceito instituído pela ANEEL em 2015, denominado“Caminho do Entendimento”, direciona a reclamação do consumidor para o canal de atendimento adequado, dando oportunidade a CELPE de tratar as reclamações em umfluxo ascendente desde gestão da reclamação, passando pela Ouvidoria própria até a Ouvidoria da agência reguladora. Destaca-se em 2016 a certificação da Ouvidoria daCELPE na norma ISO 9001, sem ocorrência de não conformidade, colocando-a em patamar de gestão e controle de qualidade de reconhecimento nacional.

7. RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTALA Sustentabilidade é um valor para a Celpe e está materializada na sua Missão: “Ser a energia que movimenta e ilumina a vida para o bem-estar e o desenvolvimentoda sociedade, com eficiência, qualidade, segurança, sustentabilidade e respeito ao indivíduo”. Com base nesse compromisso, em 2016 a empresa deu continuidade àsações voltadas para a satisfação dos clientes, de relacionamento com a comunidade, de promoção do uso seguro e eficiente da energia, de investimento em uma matrizenergética renovável e de inovação em seus processos, produtos e serviços. As iniciativas são realizadas por meio de diversos programas e projetos, de forma a inten-sificar o relacionamento com as partes interessadas e alinhar as suas necessidades aos propósitos e valores da organização. Para promover o diálogo e a transparênciacom seus públicos de relacionamento, anualmente, é publicado o Relatório de Sustentabilidade da Neoenergia. Elaborado com a metodologia da Global Reporting Ini-ciative, o documento abrange os aspectos que determinam os resultados sustentáveis de uma empresa, alinhando o crescimento econômico com o desenvolvimentosocial e a preservação ambiental. Em 2016, a Celpe renovou seu compromisso junto aos Dez Princípios do Pacto Global, iniciativa que reforça uma atuação baseada emprincípios universais relacionados a direitos humanos, direitos do trabalho, preservação ambiental e combate à corrupção. Aliado a isso, conquistou o nível ouro do SeloEnergia Sustentável, do Instituto Acende Brasil, por comprovar o atendimento a 11 compromissos socioambientais. Educação, Cultura e Inclusão Social: Em 2016, aatuação da Celpe junto às comunidades de sua área de concessão manteve-se focada na construção de parcerias para a inclusão social, a promoção da educação, avalorização da cultura e a disseminação do uso seguro e eficiente da energia elétrica. Na área educacional, os principais projetos apoiados foram: os de educaçãoempreendedora da ONG Junior Achievement, que beneficiou cerca de 14 mil alunos e os programas “Se Liga e Acelera”, voltados para a correção do fluxo escolar ecombate ao analfabetismo, do Instituto Ayrton Senna, entidade apoiada pela empresa desde 2006 e que, em 2016, contemplou mais de 2 mil alunos no Recife. Alémdessas iniciativas, também é destaque o Concurso de Redação e Desenho, promovido em parceria com a Abracopel, que mobilizou escolas do Estado para conscienti-zação do público infanto-juvenil sobre o uso seguro da energia elétrica. No segmento de projetos educacionais próprios, destacam-se o Espaço Celpe nas Escolas, açãoeducativa, realizada no ambiente escolar, que orientou 6,8 mil estudantes sobre segurança com energia elétrica, o Espaço Celpe nas Comunidades, um mutirão paraoferta de serviços comerciais e educacionais que beneficiou mais de 6,3 mil pessoas durante o ano e o Aprendendo com a Celpe, uma jornada de esclarecimento sobrefornecimento de energia elétrica em baixa tensão, voltada para eletricistas autônomos de comunidades. Na área cultural, dentre as iniciativas patrocinadas estão: odesfile do Galo da Madrugada, a Paixão de Cristo de Nova Jerusalém, o São João de Caruaru e o Campeonato Esportivo da Federação Pernambucana de Futebol. Em cadaum deles, a empresa promoveu uma série de ações educacionais e promocionais para disseminar o uso seguro e eficiente da energia elétrica. No Galo da Madrugada,um carro abre alas trouxe em seu layout diversas orientações de segurança. Na Paixão de Cristo e no São João de Caruaru, vídeos educativos foram exibidos antes dasapresentações. Ações similares foram levadas aos estádios de futebol, durante os jogos do campeonato esportivo, atingindo mais de 800 mil torcedores em todo o Es-tado. Na área social, a Celpe deu continuidade às campanhas de arrecadação de doações de clientes por meio das faturas de energia, que beneficiam oito entidadesfilantrópicas, responsáveis pelo atendimento direto de aproximadamente 120 mil pessoas. São elas: Movimento Pró Criança, Associação Beneficente Criança Cidadã,Organização de Auxílio Fraterno, Pastoral da Criança, Fundação Terra, Legião da Boa Vontade (LBV), Associação dos Pais e Amigos dos Excepcionais (APAE) e o Fundodas Nações Unidas para a Infância (UNICEF). As entidades são responsáveis pelo atendimento de crianças, adolescentes, jovens e suas respectivas famílias, comprojetos assistenciais, educacionais, culturais, de saúde, geração de emprego e renda, e empreendedorismo. Os investimentos próprios da empresa nos projetos edu-cacionais, culturais e institucionais somaram mais de R$ 1,4 milhão em 2016. Eficiência Energética e Educação para o Consumo Consciente de Energia: Em 2016,a Celpe manteve o seu Programa de Eficiência Energética, por meio de projetos que visam despertar no consumidor a consciência para o uso correto e eficiente daenergia elétrica. São eles: Doação de Geladeiras e Lâmpadas: Consiste na substituição de geladeiras e lâmpadas incandescentes por fluorescentes compactas ou LED

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

para clientes/consumidores residentes em comunidades de baixo poder aquisitivo. Foram substituídas 8.222geladeiras e entregues 7.353 lâmpadas fluorescentes compactas e 173.289 lâmpadas LED, com o selo Procelde Economia de Energia. Vale Luz: O projeto incentiva a troca de resíduos sólidos por créditos na conta deenergia elétrica de clientes residenciais, com destinação do material coletado à indústria de reciclagem, con-tribuindo para a preservação do meio ambiente. Durante o ano, foram encaminhadas para a reciclagem maisde 113 toneladas de materiais e disponibilizados aproximadamente R$ 26,5 mil em descontos na fatura deenergia. O projeto foi ampliado aos condomínios residenciais, com um total de 22 condomínios atendidos e adestinação para reciclagem de aproximadamente 13,5 toneladas de resíduos. Troca Econômica: A iniciativafocou em campanhas de comunicação, divulgação do Programa de Eficiência Energética, venda de eletrodo-mésticos eficientes com concessão de bônus e ações educativas a fim de estimular mudança de postura doconsumidor com a adoção de hábitos eficientes e práticas racionais no uso da energia. As campanhas de co-municação divulgaram as ações do Troca Econômica nos municípios da Região Metropolitana e no Interior doEstado. Adicionalmente, foram elaborados projetos especiais em parceria com a Rede Globo de Comunicação ecom o Sistema Jornal do Comercio de Comunicação (Grupo JCPM), afiliada ao SBT, no Estado de Pernambuco. Epara incentivar os clientes a adquirir equipamentos mais eficientes, o projeto concedeu um subsídio de umaparte do valor de um eletrodoméstico certificado com o Selo Procel. Os bônus variaram entre R$ 285,00 e R$585,00, a depender do equipamento (Refrigerador, Freezer, Ar Condicionado ou Máquina de Lavar), e foramdescontados R$ 15,00 para participação nos custos de aquisição das lâmpadas LED. Em 2016, foram concedi-dos 1.020 bônus para clientes residenciais e 37.239 lâmpadas LED. Para os clientes baixa renda foram conce-didos 255 bônus e 9.310 lâmpadas LED. Outra vertente do projeto foi realizada por meio da Unidade MóvelEducativa Itinerante (UME), que funcionou como centro de atendimento às demandas complementares de ins-tituições de ensino, eventos e viagens para cidades do Interior do Estado, com o objetivo de disseminar concei-tos de eficiência energética para alunos de forma lúdica e interativa, estimulando o desenvolvimento dos con-teúdos do projeto nas escolas. A UME recebeu 16.840 visitantes, de 145 instituições de ensino. Educação comEnergia: Projeto cooperado, entre as três distribuidoras do Grupo, para capacitar os profissionais de escolaspúblicas estaduais e privadas de ensino fundamental e médio para que sejam multiplicadores dos conceitosbásicos do uso eficiente e seguro de energia elétrica para a preservação ambiental, conforme a metodologia“Energia que Transforma”, desenvolvida pela Fundação Roberto Marinho, com a parceria da Eletrobrás. NaCelpe, além da formação dos professores, o projeto manteve o Centro de Visitação Usina Solar São Lourenço daMata e implementou o Espaço Usina Solar Fernando de Noronha, a fim de disseminar o uso eficiente da energia,a preservação dos recursos naturais e difundir conceitos de energias renováveis, expondo a tecnologia utilizadapara estudantes e visitantes interessados em aprender sobre a geração solar fotovoltaica. Em 2016, o projetocapacitou 212 professores de escolas da Região Metropolitana do Recife e do Interior do Estado. Uma equipe deagentes educativos, com o apoio de uma unidade móvel educativa, visitou 11 escolas para transmitir conceitosde conservação de energia, eficiência energética, meio ambiente e prevenção de riscos elétricos aos familiarese comunidade escolar. O Centro de Visitação Usina Solar São Lourenço da Mata recebeu 11.552 visitantes eparticiparam de ações na unidade móvel educativa 20.440 visitantes. Já o Espaço Usina Solar Fernando deNoronha, que iniciou as atividades em Julho/2016, recebeu 1.306 visitantes. Usina Solar Noronha II: O empre-endimento integrou um segundo gerador solar fotovoltaico na ilha de Fernando de Noronha, em área do Governodo Estado de Pernambuco. Noronha II tem capacidade instalada de 550 kWp e geração anual estimada em 800MWh. A inauguração da usina ocorreu em 2015 e, desde então, vem sendo objeto de estudo sobre a possibili-dade de incrementar a geração com a fonte alternativa na ilha. Ao lado da Usina Solar Noronha I, inauguradaem 2014, que tem potência instalada de 400 kWp e geração anual estimada em 600 MWh, Noronha II é respon-sável por aproximadamente 10% da demanda por energia de Fernando de Noronha, evitando o consumo de 400mil litros de óleo diesel por ano. Eficientização de Prédios Públicos em Pernambuco: A iniciativa realizouações de eficiência energética em oito prédios do Recife, sendo eles: Hospital dos Servidores, Fundação HEMO-PE, Hospital da Restauração, Centro de Convenções, Escola de Referência em Ensino Médio Santos Dumont,Escola Técnica Professor Agamenon Magalhães, Hospital da Aeronáutica e Agência Estadual de Tecnologia daInformação, tendo como base o processo de retrofit dos sistemas de iluminação e climatização, substituindoaproximadamente 18.000 lâmpadas. O projeto gerou uma economia de energia de aproximadamente 5.600MWh/ano e uma redução de demanda na ponta de 860 kW. Em 2017, serão realizadas ações de eficiênciaenergética em 17 prédios da Região Metropolitana do Recife. Troca de Motores: O projeto visa modernizar eeficientizar os motores antigos e pouco eficientes por motores mais modernos, evitando assim a prática do re-bobinamento. O resultado das unidades selecionadas para esse projeto saiu no dia 05 de dezembro de 2016,contemplando 14 consumidores. Inovação, Pesquisa e Desenvolvimento: Em 2016, os investimentos em pro-jetos do Programa de P&D da Celpe totalizaram R$ 7,77 milhões. Adicionalmente, R$ 7,41 milhões e R$ 3,70milhões foram destinados ao FNDCT e ao MME, respectivamente. Cinco temas estratégicos para a área de P&Dnortearam a prospecção e o desenvolvimento de novos projetos: Smart Grid, Qualidade, Segurança, Perdas eSustentabilidade. Ainda nesse ano, três novos projetos de P&D foram iniciados, outros quatro estão em proces-so de contratação e seis outros foram concluídos. Também foram fiscalizados pela Aneel seis projetos, sendoreconhecidos R$ 12,14 milhões dos recursos investidos. Destacam-se os seguintes resultados obtidos: • Capa-citação de colaboradores em cursos de pós-graduação nos temas de P&D; publicações em periódicos e anaisnacionais e internacionais; além de investimentos para aprimoramentos de universidades e centros de pesqui-sa nacionais. • Conclusão da implantação do projeto de Redes Elétricas Inteligentes (REI) na ilha de Fernandode Noronha, destacando-se: mais de 800 medidores inteligentes instalados em clientes da ilha; implantaçãode uma rede de telecomunicação com multi tecnologias; um posto fotovoltaico para abastecimento de veículoelétrico; nove microgerações fotovoltaicas, sendo uma delas com armazenamento de energia; iluminação pú-blica eficiente com lâmpadas LED e de indução. O projeto tem como objetivo avaliar experimentalmente osconceitos de rede inteligente (smart grid), visando à sustentabilidade ambiental e a eficiência energética noarquipélago. É o primeiro local do Estado de Pernambuco a contar com redes elétricas inteligentes instaladaspela Celpe. • Implantação de dois laboratórios de redes inteligentes, um de medição e outro de automação, naUniversidade de Pernambuco, representando um investimento de R$ 1,1 milhão com recursos do projeto de P&D- Redes Elétricas Inteligentes (REI). • Implantação da micro usina de geração de energia elétrica à biogás, compotência instalada de 30 kVA, no Shopping Camará – Camaragibe/PE, construída no escopo das atividades doprojeto “Arranjos Técnicos e Comerciais para a Inserção da Geração de Energia Elétrica a partir do Biogás deResíduos/Efluentes Líquidos dentro de um Modelo com Biodigestores Dispersos”. • Realização de doisworkshops para apresentação de resultados dos projetos de P&D sobre “Redes Subterrâneas” e “RestauradorDinâmico de Tensão”, que discutiram o tema “segurança” e “qualidade”, respectivamente, junto ao Governo doEstado e órgão regulador, universidade e fabricantes. Meio Ambiente: A Celpe assegura a qualidade de seusprocessos, produtos e serviços, preservando e conservando o meio ambiente, em consonância com as diretrizesestabelecidas pela Neoenergia, e por meio de programas e ações, que visam minimizar os impactos ambientais,dentre as quais destacamos: Sistema de Gestão Ambiental (SGA) - Leva em consideração a Sustentabilidade,através da combinação do desenvolvimento econômico com atividades que promovem a melhoria da qualidade

de vida e a preservação do ecossistema. Em 2016, o SGA da empresa manteve sua certificação no escopo“Serviços Administrativos”, no Edifício-Sede, e “Geração de Energia”, na Usina Tubarão, em Fernando de Noro-nha, com base na versão da norma ABNT NBR ISO 14001:2004. Programa Controle de Queimadas - Desde2009, a Celpe, em parceria com a Chesf, Ibama, CPRH, Sindaçucar e AFCP, promove a campanha de controleàs queimadas sob linhas de transmissão de energia nos municípios da Zona da Mata do Estado de Pernambu-co. A iniciativa visa sensibilizar a população, as usinas e os fornecedores de cana de açúcar quanto à práticanão controlada de queimadas, que afetam as redes de transmissão e distribuição de energia e provocam inter-ferências no fornecimento. A empresa atua com palestras e arte-educadores, distribui material educativo,agência móvel e promove uma sessão de cinema comunitário, com um filme patrocinado pela Neoenergia. Em2016, foram realizadas dez oficinas de sensibilização e dez palestras nos municípios de Goiana, Condado,Aliança, Itambé, Ferreiros, Timbaúba e São Lourenço da Mata. Como forma de fiscalizar e orientar os produtoresde cana, a empresa realiza visitas às áreas de plantio, oferecendo esclarecimentos sobre a prática de queima-das, e divulga spot em emissora de rádio com alcance para 54 municípios. As atividades estão concentradasna zona canavieira pernambucana, área mais vulnerável a incêndios sob as linhas de transmissão. Instalaçãode Redes Protegidas - As redes protegidas e multiplexadas representam uma das ações de maior importânciano sentido de inibir impactos ambientais negativos. Os cabos elétricos protegidos evitam os acidentes porcontato com as árvores, reduzindo a necessidade de poda e melhorando o desempenho e a confiabilidade dosistema elétrico. Áreas próximas a parques, praças ou de concentração de árvores centenárias na capital e nointerior são priorizadas na implantação dessas redes. Desde 2002, a Celpe padronizou que todas as novas re-des instaladas próximas à vegetação na Região Metropolitana do Recife e em grandes centros urbanos do In-terior do Estado de Pernambuco, devem ser protegidas ou multiplexadas. Monitoramento das Emissões - Se-mestralmente, a Celpe monitora a qualidade do ar em decorrência da emissão de gases dos geradores daUsina Tubarão, localizada na Ilha de Fernando de Noronha, cujos resultados apresentam valores bem abaixodos estabelecidos pela legislação. Visando monitorar os níveis de fumaça preta dos veículos a diesel da frota,a empresa realiza o controle de emissões, fazendo a manutenção preventiva e corretiva dos veículos, com baseno procedimento operacional Celpe, em conformidade com a resolução Conama 008/90. Em 2016, a Celpeapresentou o primeiro Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), documento que contabilizou asemissões atmosféricas referentes às operações da distribuidora ao longo do ano 2015, considerando os concei-tos e diretrizes estabelecidas pelas especificações do Programa Brasileiro GHG Protocol, que segue parâmetrose critérios padronizados e reconhecidos mundialmente. Gerenciamento de Resíduos - A Celpe possui umanorma para o gerenciamento de resíduos, onde estabelece as obrigações e ações a serem tomadas para odestino final de cada tipo de resíduo. Os resíduos recicláveis da empresa, Classe I (perigosos) e Classe II (nãoperigosos), são coletados, transportados e destinados para empresas licenciadas, a fim de atender à legislaçãovigente. O Edifício-Sede, a Usina Tubarão, o Centro de Operações Bongi, as Regionais Cabo, Carpina e SerraTalhada e os Núcleos Polivalentes possuem um programa de coleta seletiva como parte do Sistema de GestãoAmbiental, e os colaboradores são sensibilizados a utilizar os coletores, por meio de campanhas internas,treinamentos, palestras, eventos, do Manual de Comportamento Ambiental e da divulgação contínua da Políti-ca Integrada de Gestão. A Celpe participa, ainda, ao lado das distribuidoras Coelba e Cosern, do projeto LOGIS-VERDE, uma prática de preservação de recursos naturais através de logística reversa. Consiste na reutilizaçãodos carretéis de madeira que comportam condutores e cabos de energia usados na distribuição de energiaelétrica. Gestão do Manejo da Vegetação - Com o intuito de garantir a qualidade no fornecimento de energiaelétrica, a empresa realiza o diagnóstico da situação ambiental das redes de distribuição de 13,8 kV . O proje-to tem como proposta analisar as condições fitossanitárias e a necessidade de poda ou erradicação das árvo-res, diminuindo a interferência das mesmas nos condutores e equipamentos energizados, além de promover osistemático monitoramento dos riscos de interrupção do sistema elétrico. Em 2016 foram diagnosticadas24.204 árvores. Compensação Ambiental – Em 2016, a Celpe deu continuidade ao projeto de reposição flores-tal da usina fotovoltaica Arena Pernambuco e à construção das redes de distribuição da subestação Arena, emCarpina/PE, onde estão plantadas aproximadamente 10 mil mudas, de 21 espécies florestais nativas da MataAtlântica. Além dessa compensação, também mantém o plantio de aproximadamente 3.000 mudas de espéciesnativas, para o projeto de reposição florestal das Linhas de Transmissão Bom Nome/Salgueiro, Pontal Sul II/Pontal Norte e da Subestação Pontal Norte, além de 1.000 mudas para o projeto de reposição florestal da Linhade Transmissão 69kV Ouricuri/Trindade. Projeto para Evitar Novas Ligações de Unidades Consumidoras emÁreas Protegidas – Em 2016, a Celpe deu continuidade ao projeto iniciado em 2015 para sinalizar os postesexistentes em Unidades de Conservação (UCNs), com o propósito de facilitar a visualização das áreas protegi-das pelas equipes de campo. No ano de 2016, o Parque Natural Municipal da Mata do Frio, situado em Paulista,foi o selecionado para as atividades. Nesta ação foram sinalizados 254 postes com a denominação “Áreas deInteresse Ambiental”. Além desta área protegida, em 2016, teve início a sinalização de 177 postes no ParqueNatural Municipal Professor Vasconcelos Sobrinho, localizado em Caruaru. As UCNs são áreas protegidas porlegislação especifica e com a função de salvaguardar as florestas e ecossistemas do território nacional e daságuas jurisdicionais, preservando o patrimônio biológico existente. Educação Ambiental - Anualmente, a Celpetem realizado diversas ações para formação e sensibilização de seus colaboradores sobre a importância dapreservação ambiental. Os prestadores de serviço e fornecedores também são orientados por meio da inserçãodas diretrizes ambientais em treinamentos, palestras, campanhas e eventos. Em 2016, a empresa realizou ablitz ambiental em seu Edifício-Sede. A ação teve como objetivo despertar o consumo consciente de energiaelétrica entre seus colaboradores. Além disso, foi realizado o II Curso para Demandas Ambientais para o SetorElétrico (CDASE), que contou com a participação de 32 estudantes da Universidade Federal Rural de Pernam-buco. Dentre outras atividades desenvolvidas, no Dia Mundial da Água, a Celpe realizou ações de sensibilizaçãopara orientar os colaboradores sobre práticas sustentáveis de consumo da água, por meio da maquete virtualda Companhia Pernambucana de Saneamento – COMPESA e campanhas internas. A empresa também aderiuao Programa Mundo Limpo da empresa parceira ASA, que alertou sobre coleta e reuso do óleo de cozinha. Prê-mios e Reconhecimentos: VI Rodeio Nacional de Eletricistas: A Celpe alcançou o terceiro lugar na prova“Retirada de objeto estranho da rede de Média Tensão” no VI Rodeio Nacional de Eletricistas, competição rea-lizada pela Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee) no Sendi. 10º Prêmio Abraco-pel de Jornalismo – A distribuidora pernambucana foi premiada na categoria Empresarial com a matéria“Alunos de escolas públicas do interior de Pernambuco recebem orientações sobre uso seguro e eficiente daenergia elétrica”. A iniciativa é promovida pela Associação Brasileira de Conscientização para os Perigos daEletricidade (Abracopel). Prêmio “As Empresas que Mais Respeitam o Consumidor no Brasil” – Pelo segundoano consecutivo, a Celpe obteve o reconhecimento na categoria Fornecimento de Energia. O Prêmio é uma ini-ciativa da Revista Consumidor Moderno em parceria com a Shopper Experience. Prêmio da Associação Brasi-leira dos Contadores do Setor de Energia Elétrica (ABRACONEE) – A Celpe conquistou o 2º lugar na categoriaGrande Porte. O Prêmio ABRACONEE visa avaliar o nível de transparência contábil das empresas ligadas aosetor elétrico brasileiro. Prêmio Eco 2016 da Amcham Brasil – A premiação nacional reconheceu o Projeto deP&D “Arranjos Técnicos e Comerciais para a Inserção da Geração de Energia Elétrica a partir do Biogás de

Resíduos/Efluentes Líquidos dentro de um Modelo com Biodigestores Dispersos”, uma iniciativa pioneira daCelpe, que transforma lixo em energia limpa a partir do gás dos resíduos orgânicos. O Prêmio Eco 2016 é con-siderado o mais importante reconhecimento em sustentabilidade do País. Selo Energia Sustentável do Institu-to Acende Brasil - A Celpe conquistou o Selo Ouro Energia Sustentável, do Instituto Acende Brasil, para o perí-odo 2017-2019, por comprovar o atendimento a 11 compromissos socioambientais.

8. SAÚDE E SEGURANÇAOs programas de Saúde e Segurança no Trabalho são realizados de forma integrada e priorizam a proteção davida e a qualidade do ambiente. Estimulamos a cultura de prevenção por meio do controle de riscos e impactos,garantindo a observância dos requisitos legais, do comportamento seguro e o alinhamento com as políticas doGrupo. Esperamos alcançar o nível de Saúde e Segurança de uma organização de classe mundial, onde a práticade comportamentos seguros seja um compromisso de todos. Reconhecemos que aprimorar a segurança de nos-sas empresas e da comunidade envolve muito mais do que obedecer a regras e leis. Por isso, estimulamos quelíderes e colaboradores: Sejam exemplos visíveis e percebidos de ações seguras; Não negociem a segurança;Busquem constantemente a meta de zerar acidentes; Estejam presentes e atuantes em campo, próximosas operações onde o risco é maior; Promovam o Diálogo Diário de Segurança (DDS) – contato através de batepapo informal ou apresentação que serve para divulgar as medidas de prevenção de acidentes de trabalho;Além disso, realizamos ações de segurança para a população, como treinamento sobre instalações elétricaspara profissionais da construção civil. Palestras sobre o uso seguro e eficiente de energia elétrica em escolas edivulgação maciça em todos os veículos sobre o uso seguro e eficiente de energia elétrica, campanha educativaem redes sociais.

9. OUTROS DESTAQUES9.1. Rating: Em 10 de Setembro de 2015, a Standard & Poor´s – S&P rebaixou os ratings de crédito corporativoatribuídos à Neoenergia, Coelba, Celpe e Cosern para ‘BB+‘ na Escala Global e ‘brAA+` na Escala NacionalBrasil com perspectiva negativa para ambos. Este movimento foi reflexo do rebaixamento do Rating soberano doBrasil, devido à condição de setor regulado em que a distribuição de energia elétrica está inserida. A Itapebi eTermopernambuco também sofreram rebaixamento nos seus Ratings de Emissão que passaram de brAA+ parabrAA. Em 17 de fevereiro de 2016, a agência de rating S&P rebaixou novamente o Rating soberano do Brasil.Devido à condição do setor regulado citada no primeiro parágrafo deste item, os ratings de crédito corporativoda Neoenergia, Coelba, Celpe e Cosern foram rebaixados de ‘brAA+’ para ‘brAA-‘ na Escala Nacional Brasil comperspectiva negativa. Nessa data a Itapebi, Termopernambuco e NC Energia sofreram rebaixamento nos seus Ra-tings de Emissão que passaram de ‘brAA’ para ‘brA+’. É importante ressaltar que, mesmo após o rebaixamento, aNeoenergia permanece entre as melhores empresas na escala de classificações do Rating do setor elétrico, tendoo maior rating que uma empresa brasileira e regulada poderia ter.O quadro abaixo apresenta a evolução dos ratings na escala nacional de créditos corporativos atribuídos à Neoe-nergia e às distribuidoras do Grupo, além das emissões de debêntures das geradoras e da NC Energia.

Rating Corporativo - EscalaNacional 2011 2012 2013 2014

2015

2016AtéSetembro

A partirde

Setembro

Neoenergia AAA AAA AAA AAA AAA AA+ AA-

Perspectiva Estável Estável Estável Estável Negativa Negativa Negativa

COELBA AAA AAA AAA AAA AAA AA+ AA-

Perspectiva Estável Estável Estável Estável Negativa Negativa Negativa

CELPE AAA AAA AAA AAA AAA AA+ AA-

Perspectiva Estável Estável Estável Estável Negativa Negativa Negativa

COSERN AAA AAA AAA AAA AAA AA+ AA-

Perspectiva Estável Estável Estável Estável Negativa Negativa Negativa

Itapebi (Rating de Emissão) AA+ AA+ AA+ AA+ AA+ AA A+Termopernambuco (Rating deEmissão) AA+ AA+ AA+ AA+ AA+ AA A+NC Energia (Rating deEmissão) AA A+

10. AUDITORES INDEPENDENTESEm conformidade com a Instrução CVM nº 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia declara que mantémcontratos de prestação de serviços de auditoria com a Ernst & Young Auditores Independentes S.S. (“EY”), comvigência de 24 (vinte e quatro) meses. Os serviços de auditoria relacionados à auditoria contemplam: emissão derelatório contendo a opinião sobre as demonstrações financeiras societárias e demonstrações contábeis regula-tórias da Companhia, para o período findo em 31 de dezembro de 2016, revisão e emissão de relatório de revisãolimitada sobre as informações financeiras intermediárias, auditoria dos Programas de P&D e Eficiência Energéti-ca visando fornecer subsídios para a avaliação de resultados e fiscalização dos programas pela Aneel, revisão doRelatório de Controle Patrimonial (RCP) e outros serviços de asseguração relacionados à auditoria. Em 2016, a EYrealizou serviços de auditoria e relacionados à auditoria externa no montante total de R$ 547 mil. A administraçãoda Companhia, assim como seus auditores independentes entendem que não houve prestação de serviços nãorelacionados à auditoria externa que pudessem vir a afetar a independência e objetividade da EY, necessáriaao desempenho dos serviços de auditoria de acordo com as regras vigentes no Brasil. A política de atuação daCompanhia quanto à contratação de serviços de auditoria externa se fundamenta nos princípios que preservama independência do auditor e consistem em: (a) o auditor não deve auditar seu próprio trabalho, (b) o auditor nãodeve exercer funções gerenciais na Companhia e (c) o auditor não deve promover os interesses da Companhia.

11. AGRADECIMENTOSAo reconhecermos que o resultado alcançado é consequência da união e do esforço de nossos colaboradores e doapoio, empenho, incentivo e profissionalismo recebidos dos públicos com os quais nos relacionamos, queremosexpressar nossos agradecimentos aos nossos acionistas, aos Senhores membros dos Conselhos de Administraçãoe Fiscal, aos nossos clientes e fornecedores, aos nossos Governos Municipais, Estadual e Federal e demais auto-ridades, às Agências Reguladoras e aos Agentes do Setor.

Recife, 22 de fevereiro de 2017.A Administração

BALANÇOS SOCIAIS1 - BASE DE CÁLCULO 2016 2015Receita Líquida (RL) 4.694.830 4.575.630Resultado Operacional (RO) 244.423 290.385Folha de Pagamento Bruta (FPB) 207.835 194.080Valor Adicionado Total (VAT) 3.337.248 3.237.138

2 - INDICADORES SOCIAIS INTERNOS R$ mil % sobreFPB

% sobreRL

% sobreVAT R$ mil % sobre

FPB% sobre

RL% sobre

VATAlimentação 14.869 7,15% 0,32% 0,45% 12.586 6,48% 0,28% 0,39%Encargos sociais compulsórios 53.536 25,76% 1,14% 1,60% 47.809 24,63% 1,04% 1,48%Previdência privada 6.500 3,13% 0,14% 0,19% 7.445 3,84% 0,16% 0,23%Saúde 16.179 7,78% 0,34% 0,48% 13.327 6,87% 0,29% 0,41%Segurança e saúde no trabalho 3.462 1,67% 0,07% 0,10% 2.299 1,18% 0,05% 0,07%Educação 458 0,22% 0,01% 0,01% 553 0,28% 0,01% 0,02%Cultura 200 0,10% 0,00% 0,01% 0 0,00% 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 2.961 1,42% 0,06% 0,09% 2.362 1,22% 0,05% 0,07%Creches ou auxílio-creche 2.083 1,00% 0,04% 0,06% 1.328 0,68% 0,03% 0,04%Esporte 0 0,00% 0,00% 0,00% 210 0,11% 0,00% 0,01%Transporte 1.125 0,54% 0,02% 0,03% 907 0,47% 0,02% 0,03%Participação nos lucros ou resultados 16.024 7,71% 0,34% 0,48% 17.466 9,00% 0,38% 0,54%Outros 741 0,36% 0,02% 0,02% 908 0,47% 0,02% 0,03%Total - Indicadores sociais internos 118.138 56,84% 2,52% 3,54% 107.200 55,23% 2,34% 3,31%

3 - INDICADORES SOCIAIS EXTERNOS R$ mil % sobreRO

% sobreRL

% sobreVAT R$ mil % sobre

RO% sobre

RL% sobre

VATEducação 860 0,35% 0,02% 0,03% 432 0,15% 0,01% 0,01%Cultura 30.260 12,38% 0,64% 0,91% 30.165 10,39% 0,66% 0,93%Saúde e Saneamento 88 0,04% 0,00% 0,00% 153 0,05% 0,00% 0,00%Esporte 500 0,20% 0,01% 0,01% 0 0,00% 0,00% 0,00%Desenvolvimento Social 205.403 84,04% 4,38% 6,15% 97.197 33,47% 2,12% 3,00%Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico 18.882 7,73% 0,40% 0,57% 8.851 3,05% 0,19% 0,27%Outros 213 0,09% 0,00% 0,01% 134 0,05% 0,00% 0,00%Total das Contribuições para a Sociedade (a) 256.205 104,82% 5,46% 7,68% 136.932 47,16% 2,99% 4,23%Tributos (Exceto Encargos Sociais) (b) 2.019.753 826,34% 43,02% 60,52% 1.989.492 685,12% 43,48% 61,46%Total - Indicadores sociais externos (a + b) 2.275.958 931,16% 48,48% 68,20% 2.126.424 732,28% 46,47% 65,69%

4 - INDICADORES AMBIENTAIS R$ mil % sobreRO

% sobreRL

% sobreVAT R$ mil % sobre

RO% sobre

RL% sobre

VATInvestimentos relacionados com a operação da

empresa381.638 156,14% 8,13% 11,44% 214.928 74,01% 4,70% 6,64%

Investimento em programas e/ou projetos externos 22.877 9,36% 0,49% 0,69% 23.458 8,08% 0,51% 0,72%Total dos investimentos em meio ambiente 404.515 165,50% 8,62% 12,12% 238.386 82,09% 5,21% 7,36%

Quanto ao estabelecimento de metas anuais para minimizarresíduos, o consumo em geral na produção/operação eaumentar a eficácia na utilização de recursos naturais, aempresa:

( ) Não possui Metas( ) Cumpre de 0 a 50%( ) Cumpre de 51 a 75%(X) Cumpre de 76 a 100%

( ) Não possui Metas( ) Cumpre de 0 a 50%( ) Cumpre de 51 a 75%(X) Cumpre de 76 a 100%

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL 2016 2015

Nº de empregados(as) ao final do período 1.962 1.699

Nº de admissões durante o período 379 223

Nº de desligamentos durante o período 116 231

Nº de empregados(as) terceirizados (1) 7.165 7.054

Nº de estagiários(as) (1) 139 138

Nº de empregados acima de 45 anos 511 556

Nº de empregados por faixa etária, nos seguintes intervalos:

menores de 18 anos 0 0

de 18 a 35 anos 916 746

de 36 a 60 anos 1.039 947

acima de 60 anos 7 6

Nº de empregados por nível de escolaridade, segregados por:

analfabetos 0 0

com ensino fundamental 67 73

com ensino médio 582 470

com ensino técnico 574 464

com ensino superior 529 486

pós- graduados 210 206

Nº de empregados por sexo:

homens 1.532 1.300

mulheres 430 399

% de cargos de chefia por sexo:

homens 77% 77%

mulheres 23% 23%

Nº de negros(as) que trabalham na empresa 158 129

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL 2016 2015

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) 2,00% 2,00%

Nº de empregados portadores(as) de deficiênciaou necessidades especiais (1) 90 84

Remuneração bruta segregada por:

Empregados 119.046 105.090

Administradores 5.056 5.072

6 - INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO AO EXERCÍCIO DACIDADANIA EMPRESARIAL 2016 2015

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 37,0 51,5Nº total de acidentes de trabalho 7 17

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresaforam definidos por:

( ) direção ( X ) direção e gerência( ) todos (as) os empregados (as)

( ) direção ( X ) direção e gerência( ) todos (as) os empregados (as)

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente detrabalho foram definidos por:

( ) direção ( X ) direção e gerência( ) todos (as) os empregados (as)

( ) direção ( X ) direção e gerência( ) todos (as) os empregados (as)

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletivae à representação interna dos(as) trabalhadores(as), aempresa:

( ) não se envolve( ) segue as normas da OIT( X ) incentiva e segue a OIT

( ) não se envolve( ) segue as normas da OIT( X ) incentiva e segue a OIT

A previdência privada contempla: ( ) direção ( ) direção e gerência( X ) todos (as) os empregados (as)

( ) direção ( ) direção e gerência( X ) todos (as) os empregados (as)

A participação nos lucros ou resultados contempla: ( ) direção ( ) direção e gerência( X ) todos (as) os empregados (as)

( ) direção ( ) direção e gerência( X ) todos (as) os empregados (as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e deresponsabilidade 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 dos empregados em programas detrabalho voluntário, a empresa:

( ) não se envolve ( X ) apoia( ) organiza e incentiva

( ) não se envolve ( ) apoia( X ) organiza e incentiva

Nº total de reclamações e críticas de consumidores(as): Na Empresa No Procon Na Justiça Na Empresa No Procon Na Justiça

54.511 1.380 8.610 63.749 1.392 8.582% das reclamações e críticas solucionadas: Na Empresa No Procon Na Justiça Na Empresa No Procon Na Justiça

100% 75% 97% 100% 74% 105%

Montante de multas e indenizações a clientes, determinadaspor órgãos de proteção e defesa do consumidor ou pela Justiça 31.405 23.626

Número de processos trabalhistas:movidos contra a entidade 1.005 785julgados procedentes 529 442julgados improcedentes 50 38

Valor total de indenizações e multas pagas por determinaçãoda justiça 22.204 17.906

Valor Adicionado total a distribuir (em mil R$) 3.337.248 3.237.138

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

67,14% governo6,43% colaboradores(a)0,01% acionistas26,42% terceiros

66,49% governo6,18% colaboradores(a)2,20% acionistas25,13% terceiros

Ações empreendidas pelaentidade para sanar ou minimizaras causas das reclamações:

1- Implantação da Central do Cliente, visando a anteci-pação às demandas dos clientes (serviços solicitados,mídias sociais, Reclame Aqui etc.) e melhoria da satis-fação, sempre com o lema: + Próximo + Fácil + Ágil.

1- Realização de informativo diário de reclamações;

2- Manutenção e ampliação dos projetos InovAÇÃO eInterAÇÃO.

2- InterAÇÃO: Reuniões com áreas de negócios parceiras com o objetivo deapresentar dados de reclamações e revisar processos;

3- Criação da figura do consultor CAGR, a fim de acio-nar as unidades com falhas nos processos, através dereuniões semanais, e obter a melhoria contínua.

3- InovAÇÃO: Contato com o cliente a partir do registro de sua insatisfação,visando solucionar o problema e estreitar o relacionamento com a empresa;

4- Realização de reuniões operacionais semanais comos coordenadores e supervisores da Empresa Prestado-ra de Serviço do atendimento, visando o cumprimentodos procedimentos comerciais.

4- MonitorAÇÃO: Auditoria (escuta) do atendimento ao cliente por meio doteleatendimento e do credenciado Celpe Serviços, com a finalidade de identi-ficar oportunidades de melhoria contínua;

5- Reciclagem, através de videoconferência, dos co-laboradores das regionais de atendimento que tratamnotas CE (danos elétricos), a fim de evitar a perda dosprazos regulatórios (comunicação e pagamento).

5- Gestão por processos: equipe de consultores da área de Gestão de Recla-mações atuam em parceria com as áreas de negócios em busca da melhoriados processos;

6- Recertificação ISO 9001 no processo de registro etratamento de notas de reclamações.

6- Workshop PROCONs: Encontro com PROCONs da Região Metropolitana doRecife com o objetivo de estreitar o relacionamento e alinhar os principais te-mas oriundos do processo de Reclamação com base na Resolução 414/2010;7. Treinamento e reciclagem sobre o registro correto das notas de reclamaçõescom as equipes de atendimento e teleatendimento;8- Recertificação ISO 9001 no processo de registro de solicitação de serviçose reclamações.

7 - OUTRAS INFORMAÇÕES

CNPJ: 10.835.932/0001-08 - Concessionária do serviço publico de energia elétrica - PernambucoPara esclarecimentos sobre as informações declaradas: Danielle de Freitas Luz, Fone: (81-3217.5132), e-mail: danielle.luz@neoenergia.comEsta empresa não utiliza mão-de-obra infantil ou trabalho escravo, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual de criança ou adolescente e não estáenvolvida com corrupção.Nossa empresa valoriza e respeita a diversidade interna e externamente.Informações examinadas pelos auditores independentes.(1) Informações não auditadas

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

BALANÇO PATRIMONIAL 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015 (Em milhares de reais)Notas 2016 2015

Passivo e patrimônio líquido(Reclas-sificado)

CirculanteFornecedores 11 531.559 659.910Empréstimos e financiamentos 12.1 699.917 376.387Debêntures 12.2 69.751 150.122Salários e encargos a pagar 13 41.817 43.706Taxas regulamentares 14 49.258 73.642Impostos e contribuições a recolher 15 205.034 185.361Dividendos e juros sobre capital próprio 18 105 1.297Provisões 16 47.008 71.523Benefícios pós-emprego e outros benefícios 25 17.523 16.281Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 8 36.510 -Instrumentos financeiros derivativos 12 60.974 9.998Outros passivos circulantes 17 149.787 154.841

Total do circulante 1.909.243 1.743.068

Não circulanteFornecedores 11 179.123 35.344Empréstimos e financiamentos 12.1 1.148.114 1.328.968Debêntures 12.2 306.355 71.959Taxas regulamentares 14 29.771 26.306Provisões 16 63.951 36.171Benefícios pós-emprego e outros benefícios 25 225.588 192.310Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 8 41.781 -Outros passivos não circulantes 17 29.793 12.801

Total do não circulante 2.024.476 1.703.859Patrimônio líquido 18

Capital social 590.174 590.174Reservas de capital 558.080 558.080Reservas de lucros 427.371 427.346Outros resultados abrangentes 28.096 60.678Proposta de distribuição de dividendos adicional - 48.715

Total do patrimônio líquido 1.603.721 1.684.993Passivo e patrimônio líquido total 5.537.440 5.131.920

Notas 2016 2015(Reclas-sificado)

AtivoCirculante

Caixa e equivalentes de caixa 5 181.901 316.553Contas a receber de clientes e outros 6 934.032 1.003.113Títulos e valores mobiliários 1.782 106Impostos e contribuições a recuperar 7 126.355 68.954Valores a compensar da parcela A e outros itens

financeiros 8 - 74.218Serviços em curso 22.395 10.346Instrumentos financeiros derivativos 12 18.425 47.814Outros ativos circulantes 42.143 38.556

Total do circulante 1.327.033 1.559.660Não circulante

Contas a receber de clientes e outros 6 75.901 76.437Títulos e valores mobiliários 16.028 1.908Impostos e contribuições a recuperar 7 98.327 30.541Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 8 - 32.649Impostos e contribuições diferidos 9 265.365 262.873Depósitos judiciais 16 74.117 65.253Benefícios pós-emprego e outros benefícios 25 1.411 910Concessão do serviço público (ativo financeiro) 10.1 1.084.053 718.427Instrumentos financeiros derivativos 12 44.099 138.955Outros ativos não circulantes 3.632 3.635Intangível 10.2 2.547.474 2.240.672

Total do não circulante 4.210.407 3.572.260Ativo total 5.537.440 5.131.920

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015

(Em milhares de reais, exceto lucro (prejuízo) por ação)Notas 2016 2015

(Reclas-sificado)

Receita líquida 19 4.694.830 4.575.630

Custo do serviço (4.014.984) (3.823.948)Custos de energia elétrica 20.1 (2.620.006) (2.838.064)Custos de operação 20.2 (631.065) (521.289)Custos de construção (763.913) (464.595)

Lucro bruto 679.846 751.682Despesa com vendas 20.2 (233.770) (215.201)Despesas gerais e administrativas 20.2 (201.653) (246.096)

Lucro operacional 244.423 290.385Resultado financeiro (230.382) (178.539)Receitas financeiras 21 648.074 632.013Despesas financeiras 21 (878.456) (810.552)

Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 14.041 111.846Imposto de renda e contribuição social (14.008) (40.749)Corrente 9 - (8.380)Diferido 9 819 (22.242)Imposto de renda - incentivo fiscal da SUDENE 9 - 6.143Amortização do benefício fiscal do ágio e reversão da PMIPL 9 (14.827) (16.270)

Lucro líquido do exercício 33 71.097Lucro básico e diluído por ação do capital:Ordinária 0,0004 0,9519Preferencial A 0,0004 0,9519Preferencial B 0,0005 1,0471

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTEEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015

(Em milhares de reais)2016 2015

Lucro líquido do exercício 33 71.097Outros resultados abrangentesGanhos e perdas atuariais (49.366) 75.662Tributos diferidos sobre ajustes atuariais 16.784 (25.725)

(32.582) 49.937Resultado abrangente do exercício (32.549) 121.034

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015(Em milhares de reais)

Reservas de capital Reservas de lucros

Capitalsocial

Remunera-ção de bens e di-

reitos constituídoscom capital próprio

Reservaespecialde ágio

Reserva deincentivo

fiscal

Reserva deincentivo

fiscalReserva

legal

Reservade lucrosa realizar

Reserva deretençãode lucros

Outrasreservasde lucros

Outrosresultados

abrangentesLucros

acumulados

Proposta dedistribuição

de dividendosadicionais

Total doPatrimônio

LíquidoSaldos em 31 de dezembro de 2014 590.174 30.077 454.999 73.004 288.293 118.035 14.214 - 620 10.741 - 8.249 1.588.406Reversão de dividendos/JSCP Prescritos (nota 18) - - - - - - - - 41 - - - 41Aprovação da proposta de dividendos adicionais(Nota 18) - - - - - - - - - - - (8.249) (8.249)Ganhos e perdas atuariais, líquidos - - - - - - - - - 49.937 - - 49.937Lucro líquido do exercício - - - - - - - - - - 71.097 - 71.097Destinações do lucro:Reserva de incentivo fiscal SUDENE (nota 18) - - - - 6.143 - - - - - (6.143) - -Juros sobre capital próprio (nota 18) - - - - - - - - - - (15.000) - (15.000)Dividendos mínimos obrigatórios - - - - - - - - - - (1.239) - (1.239)Dividendos adicionais propostos - - - - - - - - - - (48.715) 48.715 -Saldos em 31 de dezembro de 2015 590.174 30.077 454.999 73.004 294.436 118.035 14.214 - 661 60.678 - 48.715 1.684.993Aprovação da proposta de dividendos adicionais(Nota 18) - - - - - - - - - - - (48.715) (48.715)Transferências entre reservas de lucros - - - - - - (14.214) 14.875 (661) - - - -Ganhos e perdas atuariais, líquidos - - - - - - - - - (32.582) - - (32.582)Lucro líquido do exercício - - - - - - - - - - 33 - 33Destinações:Reserva de retenção de lucros - - - - - - - 25 - - (25) - -Dividendos mínimos obrigatórios - - - - - - - - - - (8) - (8)Saldos em 31 de dezembro de 2016 590.174 30.077 454.999 73.004 294.436 118.035 - 14.900 - 28.096 - - 1.603.721

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015

(Em milhares de reais)2016 2015

(Reclas-sificado)

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro do exercício antes dos impostos 14.041 111.846Ajustes para conciliar o lucro (prejuízo) ao caixa oriundo das

atividades operacionaisAmortização (*) 185.184 171.866Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 87.984 24.248Encargos de dívidas e atualizações monetárias e cambiais e

outras receitas e despesas financeiras 266.893 201.266Valor justo do ativo financeiro da concessão (49.394) (90.512)Valor residual do ativo intangível baixado 25.856 5.371Provisão para contingências cíveis, fiscais e trabalhistas 41.681 48.034Provisão para créditos de liquidação duvidosa 10.250 (25.400)Atualização monetária dos planos de benefício pós-emprego 24.730 31.465

607.225 478.184(Aumento) redução dos ativos operacionais

Contas a receber de clientes e outros 59.367 (197.234)IR e CSLL a recuperar 4.565 (8.405)Impostos e contribuições a recuperar, exceto IR e CSLL (129.610) 17.167Estoques 1.083 (1.306)Depósitos judiciais (7.245) (8.259)Despesas pagas antecipadamente (970) (2.552)Benefício pós-emprego e outros benefícios (501) (95)Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros - 118.110Outros ativos (47.065) 21.018

(120.376) (61.556)Aumento (redução) dos passivos operacionais

Fornecedores 15.428 216.551Salários e encargos a pagar (1.889) 11.344Encargos de dívidas pagos e liquidação de instrumentos

financeiros derivativos (147.099) (149.614)Taxas regulamentares (24.346) 55.355Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social sobre LucroLíquido (CSLL) pagos - (13.239)

Impostos e contribuições a recolher, exceto IR e CSLL 19.673 23.490Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 97.174 -Indenizações e contingências pagas (65.268) (52.041)Benefício pós-emprego e outros benefícios (39.576) (36.744)Outros passivos 11.938 22.181

(133.965) 77.283Caixa oriundo das atividades operacionais 352.884 493.911Fluxo de caixa das atividades de investimento

Aquisição de intangível (796.212) (516.082)Aplicação em títulos e valores mobiliários (19.116) (183.337)Resgate de títulos e valores mobiliários 3.371 183.910Outros - 448

Utilização de caixa em atividades de investimento (811.957) (515.061)Fluxo de caixa das atividades de financiamento

Captação de empréstimos e financiamentos 420.742 678.060Captação de debêntures 356.890 -Amortização do principal de empréstimos e financiamentos (213.142) (198.192)Amortização do principal de debêntures (216.000) (144.000)Pagamentos de custos de captação (4.852) (1.797)Obrigações vinculadas 30.698 45.227Pagamento de dividendos e juros sobre o capital próprio (49.915) (99.060)

Geração de caixa em atividades de financiamento 324.421 280.238Aumento (redução) no caixa e equivalente de caixa (134.652) 259.088Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 316.553 57.465Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 181.901 316.553Variação líquida de caixa (134.652) 259.088(*) Valor bruto, não deduzidos dos créditos de PIS/COFINS.As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015 (Em milhares de reais)2016 2015

(Reclassificado)Receitas

Vendas brutas de energia, serviços e outros 7.178.302 6.953.592Provisão para créditos de liquidação duvidosa (132.364) (93.081)

7.045.938 6.860.511Insumos adquiridos de terceiros

Energia elétrica comprada para revenda (*) (2.666.200) (2.848.600)Encargos de uso da rede básica de transmissão (*) (236.173) (287.784)Matérias-primas consumidas (*) (5.392) (6.380)Materiais, serviços de terceiros e outros (*) (1.269.954) (943.926)

(4.177.719) (4.086.690)Valor adicionado bruto 2.868.219 2.773.821

Amortização (*) (185.184) (171.866)Valor adicionado líquido 2.683.035 2.601.955Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras (*) 654.213 635.183Valor adicionado total a distribuir 3.337.248 3.237.138Distribuição do valor adicionadoPessoal

Remunerações 118.981 104.909Encargos sociais (exceto INSS) 26.044 24.167Benefício pós-emprego (15.334) (13.432)Auxílio alimentação 14.683 12.442Previdência privada e outros benefícios 29.656 27.037Despesas com desligamento 5.714 15.302Férias e 13º salário 24.573 20.987Plano de saúde 15.880 12.981

2016 2015(Reclassificado)

Indenizações trabalhistas 2.269 1.779Participação no resultado 16.025 17.464Administradores 5.194 5.236Encerramento de ordem em curso 1.061 1.669(-) Transferência para ordens (30.104) (30.356)

Subtotal 214.642 200.185Impostos, taxas e contribuições

INSS (sobre folha de pagamento) 28.722 25.269ICMS 1.379.700 1.314.074PIS/COFINS sobre faturamento 328.473 331.569Imposto de renda e contribuição social 14.008 40.749Obrigações intra-setoriais 485.231 436.427Outros 4.659 4.346

Subtotal 2.240.793 2.152.434Remuneração de capitais de terceiros

Juros e variações cambiais 878.456 810.552Aluguéis (*) 3.324 2.870

Subtotal 881.780 813.422Acionistas

Juros sobre capital próprio - 15.000Dividendos distribuídos 8 1.239Dividendos adicionais propostos - 48.715Reserva de Incentivo Fiscal – SUDENE - 6.143Retenção de lucros 25 -

Subtotal 33 71.097Valor adicionado distribuído 3.337.248 3.237.138(*) Valor bruto, não deduzidos dos créditos de PIS/COFINS.

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 31 DE DEZEMBRO DE 2016 (Valores expressos em milhares de reais)1. INFORMAÇÕES GERAISA Companhia Energética de Pernambuco – CELPE, com sede na Av. João de Barros, 111, Boa Vista, Recife – Pernam-buco, listada na Bolsa de Valores do Estado de São Paulo (BOVESPA), controlada pela Neoenergia S/A (“NEOENER-GIA”), é concessionária de serviço público de energia elétrica. Suas atividades são regulamentadas e fiscalizadaspela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e compreendem projetar, construir e explorar os sistemas desub-transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia, bem como a geração de energia elétri-ca em sistema isolado, e atividades associadas ao serviço de energia elétrica, podendo ainda realizar operações deexportação e importação. A Companhia detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os muni-cípios do Estado de Pernambuco, no Distrito Estadual de Fernando de Noronha e no município de Pedras de Fogo, noEstado da Paraíba, abrangendo uma área de concessão de 98.547 Km², a qual é regulada pelo Contrato de Conces-são n° 26 com vencimento em 2030. A Companhia vem atendendo consumidores livres no Estado de Pernambuco,desde 2002. Adicionalmente, a Companhia está autorizada a manter usina de geração de energia térmica a dieselno Distrito Estadual de Fernando de Noronha até 2019. A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizadapela administração da Companhia em 22 de fevereiro de 2017, as quais estão expressas em milhares de reais.

2. RESUMO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS2.1 - Declaração de conformidade: As demonstrações financeiras foram preparadas em conformidade às normasinternacionais de contabilidade (“IFRS” – Internacional Financial Reporting Standards), emitidas pelo InternationalAccounting Standards Board – IASB, e as práticas contábeis adotadas no Brasil. As práticas contábeis adotadas noBrasil compreendem aquelas incluídas na legislação societária brasileira e os pronunciamentos técnicos, as orien-tações e as interpretações técnicas emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e aprovados pelaComissão de Valores Mobiliários - CVM. A Companhia também se utiliza das orientações contidas no Manual deContabilidade do Setor Elétrico Brasileiro e das normas definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANE-EL”), quando estas não são conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contá-beis internacionais. A Administração considerou as orientações emanadas da Orientação OCPC 07, emitida pelo CPCem novembro de 2014, na preparação das suas demonstrações financeiras e afirma que todas as informações rele-vantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão divulgadas e correspondem ao que é utiliza-do na gestão da Companhia. 2.2 - Base de apresentação: As demonstrações financeiras foram preparadas utilizan-do como base o custo histórico, exceto por determinados instrumentos financeiros mensurados pelos seus valoresjustos quando requerido nas normas. A preparação das demonstrações financeiras exige que a Administração daCompanhia faça julgamentos e adote estimativas e premissas, baseadas em fatores objetivos e subjetivos, queafetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Essasestimativas e premissas são revisadas continuamente, com base na experiência histórica e em outros fatores con-siderados relevantes. Os ajustes oriundos destas revisões são reconhecidos no período em que as estimativas sãorevisadas e aplicadas de maneira prospectiva. Itens significativos sujeitos a essas estimativas e premissas in-cluem: (i) o registro da receita de fornecimento de energia e de uso da rede do sistema de distribuição não faturados,(ii) o registro de provisão da comercialização de energia no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elé-trica – CCEE, (iii) a avaliação dos ativos financeiros pelo valor justo, (iv) a análise do risco de crédito para determi-nação da provisão para créditos de liquidação duvidosa, (v) o cálculo dos ativos e passivos atuariais dos planos debenefícios pós-emprego, (vi) os valores a compensar da Parcela A e outros itens financeiros, assim como da análisedos demais riscos para determinação de outras provisões, inclusive para contingências. As políticas contábeissignificativas adotadas pela Companhia estão descritas nas notas explicativas específicas, relacionadas aos itensapresentados. Aquelas aplicáveis, de modo geral, em diferentes aspectos das demonstrações financeiras, estãodescritas a seguir. 2.3 - Moeda de apresentação: As demonstrações financeiras estão apresentadas em milharesde Reais (R$), que é a moeda funcional da Companhia. Os ativos e passivos monetários denominados em moedaestrangeira são convertidos para a moeda funcional usando-se a taxa de câmbio vigente na data dos respectivosbalanços patrimoniais. Os ganhos e perdas cambiais resultantes da atualização desses ativos e passivos são reco-nhecidos como receitas ou despesas financeiras no resultado. 2.4 - Instrumentos financeiros: A Companhia clas-sifica seus ativos e passivos financeiros, no reconhecimento inicial, de acordo com as seguintes categorias: a) Ati-vos financeiros: Os ativos financeiros incluem caixa e equivalentes de caixa, contas a receber de clientes, títulos evalores mobiliários, ativo financeiro de concessão, valores a compensar da Parcela A e outros itens financeiros, alémde outros créditos realizáveis por caixa. - Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado: são apresentados nobalanço patrimonial a valor justo, com os correspondentes ganhos ou perdas reconhecidos na demonstração do re-sultado. - Empréstimos e recebíveis: são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis,não cotados em um mercado ativo. Após a mensuração inicial, esses ativos financeiros são contabilizados ao custoamortizado, utilizando o método de juros efetivos, menos perda por redução ao valor recuperável. - Investimentosmantidos até o vencimento: ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis e vencimen-tos fixos são classificados como mantidos até o vencimento quando a Companhia tiver manifestado intenção e ca-pacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, esses ativos são avaliados ao custoamortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. - Ativosfinanceiros disponíveis para venda: após mensuração inicial, esses ativos são mensurados a valor justo, com ga-nhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente dentro dos outros resultados abrangentes até a baixa doinvestimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável, dos juros calculados utilizando o métodode juros efetivos e dos ganhos ou perdas com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos dire-tamente no resultado do exercício. b) Passivos financeiros: Os passivos financeiros incluem contas a pagar a forne-cedores, valores a compensar da Parcela A e outros itens financeiros, outras contas a pagar, empréstimos e finan-ciamentos, debêntures e instrumentos financeiros derivativos classificados a valor justo por meio do resultado. Apósreconhecimento inicial os empréstimos e financiamentos e debêntures são mensurados pelo custo amortizado, uti-lizando o método da taxa efetiva de juros, exceto quando os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeirasão itens objeto de hedge, classificado como passivos financeiros mensurados a valor justo por meio do resultado,quando atendido o critério de efetividade de hedge. A Companhia faz uso de derivativos com o objetivo de proteção,utilizando a contabilização de hedge (hedge accounting). A valorização ou a desvalorização do valor justo do instru-

mento destinado à proteção são registradas em contrapartida da conta de receita ou despesa financeira, no resul-tado do exercício. 2.5 - Análise do valor de recuperação dos ativos: A Administração da Companhia revisa anual-mente o valor contábil líquido dos seus ativos com o objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstânciaseconômicas, operacionais ou tecnológicas que possam indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável.Sendo tais evidências identificadas e o valor contábil líquido exceder o valor recuperável, é constituída provisão paradesvalorização ajustando o valor contábil líquido ao valor recuperável. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de2016 e 2015, não foi identificada necessidade de reconhecimento de perda por redução ao valor recuperável. 2.6 -Ajuste a valor presente de ativos e passivos: Os ativos e passivos monetários de longo prazo são atualizados mo-netariamente e, portanto, estão ajustados pelo seu valor presente. O ajuste a valor presente de ativos e passivosmonetários de curto prazo é calculado, e somente registrado, se considerado relevante em relação às demonstraçõescontábeis tomadas em conjunto. Para fins de registro e determinação de relevância, o ajuste a valor presente écalculado levando em consideração os fluxos de caixa contratuais e a taxa de juros explícita, e em certos casosimplícita, dos respectivos ativos e passivos. Com base nas análises efetuadas e na melhor estimativa da adminis-tração. 2.7 - Reclassificações de saldos comparativos: A Administração da Companhia, após reavaliação de de-terminados temas e objetivando a melhor apresentação da sua posição patrimonial e do seu desempenho operacio-nal e financeiro, com base nas orientações emanadas pelo “CPC 23 – Políticas Contábeis, Mudança de Estimativae Retificação de Erro”, procedeu às seguintes reclassificações, conforme demonstrado a seguir. As mudanças efe-tuadas não alteram o total do patrimônio líquido e o lucro líquido do exercício. 2.7.1 Balanço patrimonial em 31 dedezembro de 2015: Ref. 2015Ativo Apresentado Reclassificações ReclassificadoCirculanteDespesas pagas antecipadamente 10.934 332 11.266Instrumentos financeiros derivativos (a) - 47.814 47.814Outros ativos circulantes 1.500.912 (332) 1.500.580Total do ativo circulante 1.511.846 47.814 1.559.660Não circulanteInstrumentos financeiros derivativos (a) - 138.955 138.955Outros ativos não circulantes 3.433.305 - 3.433.305Total do ativo não circulante 3.433.305 138.955 3.572.260Total do Ativo 4.945.151 186.769 5.131.920

Ref. 2015Passivo Apresentado Reclassificações ReclassificadoCirculanteFornecedores 659.847 63 659.910Empréstimos e financiamentos (a) 338.571 37.816 376.387Instrumentos financeiros derivativos (a) - 9.998 9.998Dividendos e juros sobre capital próprio 1.360 (63) 1.297Outros passivos circulantes 695.476 - 695.476Total do passivo circulante 1.695.254 47.814 1.743.068Não circulanteEmpréstimos e financiamentos (a) 1.190.013 138.955 1.328.968Outros passivos não circulantes 374.891 - 374.891Total do passivo não circulante 1.564.904 138.955 1.703.859Patrimônio Líquido 1.684.993 - 1.684.993Total do passivo e patrimônio líquido 4.945.151 186.769 5.131.9202.7.2 Demonstração do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2015:

Ref. 2015Apresentado Reclassificações Reclassificado

Receita líquida (b) 4.617.613 (41.983) 4.575.630Custo dos serviços (b)/(c) (3.864.768) 40.820 (3.823.948)Despesas com vendas (b) (214.441) (760) (215.201)Despesas gerais e administrativas (246.096) - (246.096)Receitas financeiras 632.013 - 632.013Despesas financeiras (b)/(c) (812.475) 1.923 (810.552)Imposto de renda e contribuição social (40.749) - (40.749)Lucro líquido do exercício 71.097 - 71.0972.7.3 Demonstração do fluxo de caixa do exercício findo em 31 de dezembro de 2015:

2015Apresentado Reclassificações Reclassificado

Caixa oriundo das atividades operacionais 493.848 63 493.911Fluxo de caixa das atividades de investimento (515.061) - (515.061)Fluxo de caixa das atividades de financiamento 280.301 (63) 280.238Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa 259.088 - 259.0882.7.4 Demonstração do valor adicionado do exercício findo em 31 de dezembro de 2015:

Ref. 2015Apresentado Reclassificações Reclassificado

Valor adicionado líquido (c)/(b) 2.603.876 (1.921) 2.601.955Valor adicionado recebido em transferência 635.183 - 635.183Valor adicionado total a distribuir 3.239.059 (1.921) 3.237.138Distribuição do valor adicionadoPessoal 200.184 1 200.185Impostos, Taxas e Contribuições 2.152.433 1 2.152.434Remuneração de Capitais de Terceiros (c)/(b) 815.345 (1.923) 813.422Remuneração de Capitais Próprios 71.097 - 71.097Valor adicionado distribuído 3.239.059 (1.921) 3.237.138

(a) Apresentação e melhor demonstração dos valores de Instrumentos Financeiros Derivativos (swap), segregadosdos valores de empréstimos e financiamentos objetos de hedge. (b) Reclassificação da receita de multa por inadim-plência do consumidor e da perda relativa a créditos de liquidação duvidosa sobre essa receita, da receita líquidae despesa financeira, para o custo do serviço e despesa com vendas. (c) Reclassificação dos valores de violaçãode prazo, da despesa financeira para o custo de operação, no montante de R$ 1.163 no exercício findo em 31 dedezembro de 2015.

3. NOVOS PRONUNCIAMENTOS E ALTERAÇÕES E INTERPRETAÇÕES DEPRONUNCIAMENTOS EXISTENTES3.1 Pronunciamentos contábeis aplicáveis para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016: A natureza e oimpacto, se algum, de cada uma das novas normas e alterações são descritos a seguir:

Pronunciamento Objetivo

IFRS 7 Instrumentosfinanceiros: Divulgações(Vigência a partir de01/01/2016)

A alteração esclarece que um contrato de serviço que inclua uma taxa pode constituirenvolvimento contínuo em um ativo financeiro. Uma entidade deve avaliar a naturezadesta taxa e o acordo em comparação à orientação sobre envolvimento contínuo naIFRS 7, a fim de avaliar se a evidenciação é exigida. A avaliação de quais contratosde serviços constituem envolvimento contínuo deve ser feita retrospectivamente. Con-tudo, a evidenciação exigida não precisa ser fornecida para qualquer período iniciadoantes do período anual em que a entidade aplicar pela primeira vez as alterações.Estas alterações não geraram nenhum impacto sobre as demonstrações financeirasda Companhia.

Alteração da IAS1 – Apresentaçãode DemonstraçõesFinanceiras (Iniciativa dedivulgação). (Vigência apartir de 01/01/2016)

As alterações têm o objetivo de incentivar as empresas a identificar quais informaçõessão suficientemente relevantes para serem divulgadas nas demonstrações contábeis.Também é esclarecido que a materialidade se aplica ao conjunto completo dedemonstrações contábeis, incluindo suas notas explicativas e que é aplicável a todo equalquer requerimento de divulgação das normas IFRS.Itens de linhas específicas nas demonstrações do resultado e de outros resultadosabrangentes e no balanço patrimonial podem ser desagregados; flexibilidade quantoà ordem em que apresentam as notas às demonstrações financeiras. Estas alteraçõesnão geraram nenhum impacto sobre as demonstrações financeiras da Companhia.

Alteração IAS 16 e IAS38 Esclarecimentosde Métodos aceitáveisde depreciação eamortização (Vigência apartir de 01/01/2016)

A alteração esclarece o princípio base para depreciação e amortização como sendo opadrão esperado de consumo dos benefícios econômicos futuros do ativo. As alteraçõessão aplicadas de forma prospectiva e não têm impacto sobre a Companhia, uma vezque não foi alterado o método para amortização dos ativos não circulantes.

IAS 19 Benefícios aEmpregados (Vigência apartir de 01/01/2016)

Essa norma esclarece que a profundidade do mercado de títulos privados em diferen-tes países é avaliada com base na moeda em que é denominada a obrigação, em vezde no país em que está localizada a obrigação. Quando não existe mercado profundopara títulos privados de alta qualidade nessa moeda, devem ser usadas taxas de tí-tulos públicos. Essa alteração deve ser aplicada retrospectivamente, porém não têmimpacto sobre a Companhia, uma vez que esta já utilizava taxas de títulos públicoscom base na moeda em que é denominada a sua obrigação.

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

3.2 Pronunciamentos contábeis emitidos recentemente e aplicáveis em períodos Futuros: Os pronunciamentosa seguir entrarão em vigor para períodos após a data destas Demonstrações Financeiras e não foram adotadosantecipadamente:

Pronunciamento Objjetivo

IFRS 9 InstrumentosFinanceiros(Vigência a partirde 01/01/2018)

Em julho de 2014, o IASB emitiu a versão final da IFRS 9 – Instrumentos Financeiros, que subs-titui a IAS 39 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração e todas as versõesanteriores da IFRS 9. A IFRS 9 reúne todos os três aspectos da contabilização de instrumentosfinanceiros do projeto: classificação e mensuração, perda por redução ao valor recuperável econtabilizaçção de hedgge.

IFRS 15 Receitas decontratos com clien-tes (Vigência a partirde 01/01/2018)

Substituir todas as atuais exigências para reconhecimento de receitas segundo as IFRS. Ado-ção retrospectiva integral ou adoção retrospectiva modificada é exigida para períodos anuaisiniciados a partir de 1 de janeiro 2018, sendo permitida adoção antecipada. O objetivo é forne-cer princípios claros para o reconhecimento da receita e simplificar o processo de elaboraçãodas demonstraçções financeiras.

IFRS 16 Arrendamento(Vigência a partir de01/01/2019)

Estabelecer os princípios, tanto para o cliente (o locatário) e o fornecedor (locador), sobre ofornecimento de informações relevantes acerca das locações de maneira que seja demonstra-do nas demonstrações financeiras, de forma clara, as operações de arrendamento mercantil.Para atingir esse objetivo, o locatário é obrigado a reconhecer os ativos e passivos resultantesde um contrato de arrendamento.

IAS 7 Demonstraçãode fluxos de caixa –Alterações à IAS 7(Vigência a partir de01/01/2017)

Fornecer divulgações que permitam aos usuários das demonstrações financeiras avaliaremas mudanças nos passivos decorrentes de atividades de financiamento, incluindo tanto asmudanças provenientes de fluxos de caixa como mudanças que não afetam o caixa. Na adoçãoinicial da alteração, as entidades não são obrigadas a fornecer informações comparativasrelativamente a períodos anteriores.

IAS 12 Tributos sobreo lucro - Alteraçõesà IAS 12 (Vigência apartir de 01/01/2017)

Esclarecer que uma entidade deve considerar se a legislação fiscal restringe as fontes delucros tributáveis contra as quais ela poderá fazer deduções sobre a reversão dessa diferençatemporária dedutível. Além disso, fornecem orientações sobre a forma como uma entidadedeve determinar lucros tributáveis futuros e explicam as circunstâncias em que o lucro tri-butável pode incluir a recuperação de alguns ativos por valores maiores do que seu valorcontábil.

Os possíveis impactos decorrentes da adoção destas normas estão sendo avaliados e serão concluídos até a datade entrada em vigor, se aplicável. Outras normas emitidas não terão impacto na Companhia e em função disso,não estão destacadas acima.

4. ASSUNTOS REGULATÓRIOSBandeiras Tarifárias: A Resolução Normativa nº 547/2013, criou o sistema de aplicação de Bandeiras Tarifárias,com vigência a partir de 1º de janeiro de 2015, com finalidade de repassar ao consumidor, os custos adicionais degeração térmica, compra de energia no mercado de curto prazo, encargos de serviços do sistema e risco hidrológico.Atualmente, existem quatro faixas de bandeiras: vermelha – patamar 2, cujo acréscimo na tarifa de energia é deR$45/MWh, vermelha – patamar 1, com acréscimo de R$30/MWh, amarela, com acréscimo de R$15/MWh e verde,sem acréscimo. Em 2015, vigorou a bandeira vermelha – patamar 1 nos meses de janeiro e fevereiro e patamar2 a partir de março. Já em 2016, foi aplicada bandeira vermelha – patamar 2 em janeiro, vermelha – patamar1 em fevereiro, amarela em março e novembro, verde de abril a outubro e em dezembro. Em 2016, a Companhiareconheceu o montante de R$ 114.343 (R$ 501.195 em 2015) de bandeira tarifária, sendo que deste montante R$14.314 foram repassados para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias CCRBT (R$ 6.274em 2015), criada por meio do Decreto nº 8.401/2015 e administrada pela Câmara de Comercialização de EnergiaElétrica - CCEE. Sobrecontratação de energia: De acordo com o Modelo Regulatório, as distribuidoras devemcontratar antecipadamente 100% da energia elétrica necessária para fornecimento aos seus clientes por meiode leilões regulados pela ANEEL. Tais leilões, com apoio da CCEE, ocorrem com antecedência mínima de cinco,três ou um ano. Conforme previsto na regulamentação do setor, em especial o Decreto nº 5.163/2004 se a energiacontratada estiver dentro do limite de até 5% acima da necessidade total da distribuidora, haverá repasse integralàs tarifas das variações de custo incorrido com a compra de energia excedente. Contudo, quando a distribuidoraultrapassar o referido limite e sendo este ocasionado de forma voluntária, fica exposta à variação entre o preço decompra e o de venda do montante excedente no mercado de curto prazo. No final de 2014, visando um maior equi-líbrio no custo da energia comprada pelas empresas de distribuição, a ANEEL propôs uma realocação das cotas deenergia proveniente das geradoras que possuem um preço médio menor e que tiveram seus contratos de concessãoprorrogados nos termos da Lei nº 12.783/2013, alterando, a partir de janeiro de 2015, os montantes contratadosde cada distribuidora. Com o intuito de evitar um desequilíbrio econômico-financeiro para as empresas do setor, aANEEL, através da Resolução Normativa nº 706 de 1º de abril de 2016, informou que o efeito desta realocação decotas será considerado como involuntário, ou seja, com a respectiva cobertura tarifária. Concomitante à questãodas cotas, o impacto da queda no consumo de energia em decorrência do cenário econômico desfavorável, e acrescente migração de consumidores potencialmente livres para o ACL, em decorrência dos baixos preços praticadosno mercado livre, vem contribuindo para que as empresas apresentem um cenário de sobrecontratação de energia,que vem sendo tratado pelas distribuidoras através da ABRADEE, no âmbito do Ministério de Minas e Energia - MMEe ANEEL, para endereçamento apropriado de forma a mitigar possíveis impactos para o setor. Em 19 de abril de2016 a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 711, revogando a Resolução Normativa nº 508/2012, e definindomecanismos de adequação dos níveis de contratação de energia, por meio de acordos bilaterais, que podem vir aalterar as condições inicialmente pactuadas nos Contratos de Comercialização no Ambiente de Contratação Re-gulada – CCEARs, nas seguintes modalidades: a) redução temporária total ou parcial da energia contratada; b)redução parcial permanente da energia contratada; e c) rescisão contratual. A Companhia vem realizando acordosbilaterais nos termos desta Resolução com o propósito de diminuir eventuais impactos de sobrecontratação. Osefeitos dos acordos realizados até 31 de dezembro de 2016 não são considerados significativos. Em 21 de junho de2016, a Resolução Normativa ANEEL nº 726, alterou a regulamentação vigente, permitindo a redução da energiacontratada relativa ao consumo dos clientes especiais que migrarem para o mercado livre nos contratos que foremfirmados após a decisão em questão. Adicionalmente, em 02 de agosto de 2016, foi emitido o Decreto nº 8.828/16que elimina o limite de recontratação do montante de reposição dos contratos de energia existentes que estão aexpirar sem ônus e penalidades para as distribuidoras. Decreto nº 8.221/14: As distribuidoras de energia elétricaenfrentaram ao longo dos anos de 2013 e 2014 uma significativa pressão sobre os seus resultados e dispêndios decaixa em decorrência da forte elevação dos custos da energia ocasionados pela: (i) elevação de preços no mercadode curto prazo devido a redução da oferta de contratos de energia a partir da não renovação de algumas concessõesde usinas geradoras; (ii) condições hidro energéticas desfavoráveis à época, o que culminou no despacho das usinastérmicas com preços bem mais elevados. Diante deste cenário, o Governo Federal, dentre outras medidas, permitiuo repasse às distribuidoras de recursos provenientes do fundo da CDE para neutralizar esses efeitos. Sendo osrecursos provenientes do fundo da CDE insuficientes para neutralizar a exposição das distribuidoras, foi publicadoem abril de 2014 o Decreto nº 8.221, que criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, afim de normatizar o procedimento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para contratação deempréstimos junto a bancos e consequente repasse às empresas distribuidoras. Para que a CCEE pudesse iniciar aliquidação dos seus compromissos junto aos bancos, todas as distribuidoras iniciaram o repasse nas tarifas a partirdo mês de seu Reajuste ou Revisão Tarifária de 2015. Sendo assim, através da Resolução Normativa nº 2.004/15, aANEEL homologou para a Companhia um incremento na tarifa equivalente a R$ 22.090 por mês, que está sendo re-passado à CCEE desde abril de 2015 até março de 2021, sendo atualizado periodicamente. Em 2016, a Companhiaefetuou o pagamento de R$ 260.243 (R$ 187.930, em 2015). A CCEE vem liquidando esse compromisso financeirocom o recebimento das parcelas vinculadas ao pagamento das obrigações de cada distribuidora junto à CCEE. Es-sas parcelas são estabelecidas pela ANEEL para pagamento mensal de cada empresa distribuidora de energia e nãopossuem nenhuma vinculação com o valor de reembolso recebido por meio da operação de empréstimo captado pelaCCEE. Adicionalmente, a Companhia não disponibilizou nenhuma garantia direta ou indireta para esses contratos.Reajuste Tarifário Anual – IRT 2016: A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 2.067 de 26 de abril de 2016,homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual da Companhia, em 14,03%, dos quais 11,29% correspondem aoreajuste tarifário econômico e 2,74% aos componentes financeiros pertinentes. Considerando como referência osvalores praticados atualmente, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores da concessionária é de9,99%, sendo de 6,77%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 11,66%, em média, paraos consumidores conectados na Baixa Tensão. As novas tarifas entraram em vigor a partir de 29 de abril de 2016com vigência até 28 de abril de 2017.

5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA2016 2015

Caixa e Depósitos bancários à vista 23.658 38.968Aplicações financeiras de liquidez imediata:Fundos de investimento 158.243 277.585

181.901 316.553Caixa e equivalentes de caixa incluem caixa, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo.São operações de alta liquidez, sem restrição de uso, prontamente conversíveis em um montante conhecido decaixa e estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. A carteira de aplicações financeiras em31 de dezembro de 2016 é constituída por Fundos de Investimentos restrito (participação somente das empre-sas do Grupo Neoenergia), compostos por operações compromissadas, títulos públicos, CDB´s e cotas de fundos.

6. CONTAS A RECEBER DE CLIENTES E OUTROS2016 2015

Consumidores (a) 1.350.583 1.401.134Comercialização de energia na CCEE (b) 45.857 76.914Disponibilização do sistema de distribuição 52.927 17.593Serviços taxados e administrativos 22.133 29.329Subvenções/Subsídios governamentais (c) 61.473 65.191Outros créditos 43.677 45.856Terceiros 43.602 45.704Partes relacionadas 75 152(-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa (d) (566.717) (556.467)

1.009.933 1.079.550Circulante 934.032 1.003.113Não circulante 75.901 76.437(a) Consumidores

Saldos vencidos Total PCLDSaldos Até 90 Mais de 90

vincendos dias dias 2016 2015 2016 2015Setor privadoResidencial 104.297 129.075 377.539 610.911 594.524 (377.539) (368.442)Industrial 63.310 10.080 47.190 120.580 121.563 (40.274) (40.809)Comercial 106.994 35.387 59.612 201.993 194.935 (51.415) (39.361)Rural 18.218 12.089 43.183 73.490 72.792 (36.417) (32.989)

292.819 186.631 527.524 1.066.974 983.814 (505.645) (481.601)Setor públicoFederal 8.712 658 721 10.091 13.364 (689) (374)Estadual 11.856 5.566 8.540 25.962 13.527 (789) (457)Municipal 65.086 4.672 9.713 79.471 82.014 (9.171) (11.343)

85.654 10.896 18.974 115.524 108.905 (10.649) (12.174)Iluminação pública 14.702 9.871 5.882 30.455 34.478 (2.307) (5.113)Serviço público 29.866 1.503 11.243 42.612 47.709 (7.388) (6.036)Fornecimento nãofaturado 155.018 - - 155.018 226.228 - -Total 578.059 208.901 563.623 1.350.583 1.401.134 (525.989) (504.924)Circulante 1.291.990 1.352.928 (525.989) (504.924)Não circulante 58.593 48.206 - -As contas a receber de consumidores do não circulante representam os valores resultantes da consolidação de par-celamentos de débitos, e com vencimento futuro, cobrados em contas de energia. Incluem juros e multa calculadospró-rata temporis. (b) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE: Referem-se a créditos oriundos da co-mercialização de energia no mercado de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -CCEE (antigo Mercado Atacadista de Energia – MAE) informados pela CCEE a partir da medição e registro da energiafornecida no sistema elétrico interligado. Os valores de longo prazo, R$ 22.122 (R$ 22.122, em 2015), compreendemas operações realizadas no período de setembro de 2000 a dezembro de 2002 vinculadas a processos judiciais emandamento movido por agentes do setor que contestam a contabilização da CCEE para o período. Dada à incertezade sua realização a Companhia constituiu Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, em valor equivalente àtotalidade do crédito. (c) Subvenções: (c.1) Baixa Renda – Tarifa Social: O Governo Federal, por meio das Leis nos

12.212/10 e 10.438/02, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda com a finalidade de contribuir paraa modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse resi-dencial baixa renda. O saldo a receber em 31 de dezembro de 2016 é R$ 30.993 e refere-se aos meses de novembroe dezembro de 2016 (R$ 27.463 em 31 de dezembro de 2015). (c.2) CDE: Em 29 de abril de 2016, foi emitida a Re-solução Homologatória ANEEL nº 2.067/16 aprovando o valor mensal de R$ 11.691, a ser repassado pela Eletrobrásdurante o período de abril de 2016 a março de 2017. O saldo a receber em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 30.480(R$ 37.728 em 31 de dezembro de 2015). (d) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa “PCLD”: A PCLD é reco-nhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de contas a receberde consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável. A PCLD dos consumidores éconstituída considerando os parâmetros recomendados pela ANEEL, com base nos valores a receber da classe resi-dencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial, vencidos há mais de 180 dias, e das classes: industrial,rural, poder público, iluminação pública e serviço público, vencidos há mais de 360 dias, além da experiência emrelação ao histórico das perdas efetivas. As baixas de créditos para perdas são efetuadas após esgotadas todasas ações de cobrança administrativa e obedecem aos prazos e valores definidos pela legislação fiscal em vigor.

ConsumidoresComercialização

de energia na CCEEOutros

créditos TotalSaldos em 01 de janeiro de 2015 (516.237) (22.122) (43.508) (581.867)Adições (112.086) - (3.982) (116.068)Reversões 4.918 - 18.069 22.987Baixados a reserva 118.481 - - 118.481Saldos em 31 de dezembro de 2015 (504.924) (22.122) (29.421) (556.467)Adições (145.358) - (3.978) (149.336)Reversões 2.179 - 14.793 16.972Baixados a reserva 122.114 - - 122.114Saldos em 31 de dezembro de 2016 (525.989) (22.122) (18.606) (566.717)

7. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES A RECUPERAR2016 2015

CirculanteImposto de renda – IR (a) 14.761 14.300Contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL (a) 3.399 8.283Imposto sobre circulação de mercadorias – ICMS (b) 89.409 27.995Programa de integração social – PIS (c) 3.045 2.939Contribuição para o financiamento da seguridade social – COFINS (c) 14.035 13.430Instituto nacional de seguridade social – INSS 1.443 1.812Imposto sobre serviços – ISS 263 195

126.355 68.954Não circulanteImposto sobre circulação de mercadorias – ICMS (b) 98.327 30.541

224.682 99.495(a) Correspondem aos valores de saldos negativos de IRPJ e CSLL dos exercícios corrente e anteriores, compostopor antecipações, retenções de instituições financeiras, órgãos públicos e prestadores de serviços, atualizados pelataxa SELIC. (b) Do montante total de ICMS a recuperar, R$ 67.643 (R$ 49.322 em 2015) refere-se a ICMS a recuperarsobre Ativo Permanente (CIAP) decorrente das aquisições de bens destinados ao ativo operacional; Diversos créditosde ICMS a recuperar, no montante de R$ 9.968 (R$ 9.214 em 2015); e Crédito na compra de energia da Termopeacumulados de abril a dezembro/2016, no montante de R$ 110.126. (c) PIS e COFINS a compensar decorrente doregime de apuração não-cumulativo, no montante de R$ 17.080 (R$ 16.369 em 31 de dezembro de 2015).

8. VALORES A COMPENSAR DA PARCELA A E OUTROS ITENS FINANCEIROSReferem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados (ParcelaA e outros componentes financeiros) que são incluídos na tarifa no início do período tarifário, e aqueles que sãoefetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber daCompanhia sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorri-dos, ou uma obrigação quando os custos homologados e incluídos na tarifa são superiores aos custos efetivamenteincorridos. Esses valores serão efetivamente liquidados por ocasião do próximo período tarifário ou, em caso deextinção da concessão com a existência de saldos apurados que não tenham sido recuperados, serão incluídos nabase de indenização já prevista quando da extinção, por qualquer motivo, da concessão. A composição dos ativos epassivos setoriais encontra-se demonstradas a seguir:

2016Circulante Não circulante

AtivoPassivo

(-)

TotalAtivo/

(passivo) AtivoPassivo

(-)

TotalAtivo/

(passivo)Total

líquidoCVAEnergia 67.580 (50.056) 17.524 - (16.686) (16.686) 838Encargo de Serviço do Sistema - ESS - (55.130) (55.130) - (9.628) (9.628) (64.758)Neutralidade dos encargos setoriais 4.954 (17) 4.937 925 (6) 919 5.856Repasse de Sobrecontratação (a) - (59.186) (59.186) - (14.086) (14.086) (73.272)Outras CVA´s 31.964 - 31.964 3.070 - 3.070 35.034

Itens FinanceirosEnergia Eletronuclear 22 - 22 - - - 22Reversão RTE 2015 (b) 6.090 (9.890) (3.800) - - - (3.800)Recomposição Energia Termope 28.973 - 28.973 - - - 28.973Outros itens financeiros 1.151 (2.965) (1.814) 299 (5.669) (5.370) (7.184)

140.734 (177.244) (36.510) 4.294 (46.075) (41.781) (78.291)2015

Circulante Não circulante

AtivoPassivo

(-)

TotalAtivo/

(passivo) AtivoPassivo

(-)

TotalAtivo/

(passivo)Total

líquidoCVAEnergia 138.216 - 138.216 46.072 - 46.072 184.288Encargo de Serviço do Sistema - ESS - (81.828) (81.828) - (27.276) (27.276) (109.104)Neutralidade dos encargos setoriais 3.626 (2.447) 1.179 1.209 (816) 393 1.572Repasse de Sobrecontratação (a) - (31.558) (31.558) - (1.648) (1.648) (33.206)Outras CVA´s 41.907 (71) 41.836 13.969 (24) 13.945 55.781

Itens FinanceirosEnergia Eletronuclear 1.634 - 1.634 - - - 1.634Exposição Financeira 5.210 - 5.210 1.612 - 1.612 6.822Outros itens financeiros 806 (1.277) (471) 229 (678) (449) (920)

191.399 (117.181) 74.218 63.091 (30.442) 32.649 106.867(a) Repasse de Sobrecontratação: No exercício findo em 31 de dezembro de 2016, a Companhia apurou uma sobre-contratação de energia de 7,06%, e reconheceu um ajuste financeiro ativo atualizado de R$ 11.080, de forma a anu-lar o efeito do resultado obtido com a venda do excedente ou com a compra da exposição de energia no mercado decurto prazo, a um PLD médio de R$ 150,65/MWh. Vale destacar que, como a apuração da sobrecontratação superou olimite dos 5%, a Companhia registrou um componente financeiro passivo atualizado no valor de R$ 4.865, associadoao excedente de sobrecontratação sem direito a repasse, em conformidade com a metodologia estabelecida pelaANEEL. Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia mantém um componente financeiro de sobrecontratação passivototal atualizado de R$ 73.272 que contempla além da constituição do repasse do exercício corrente, o repasse dasobrecontratação do exercício 2015, reconhecido no reajuste tarifário de abril de 2016 em fase de amortização. (b)Reversão RTE 2015: No reajuste 2016, a ANEEL reconheceu, de forma destacada, como componente financeiro, osefeitos da cobertura proporcionada pela RTE - Revisão Tarifária Extraordinária 2015, homologada pela ResoluçãoHomologatória nº 1.858/15, relativos à CDE e Compra de Energia, os quais estavam sendo contabilizados anterior-mente nas respectivas CVA CDE e CVA Compra de Energia. No processo de reajuste tarifário anual da Companhiafoi considerado um passivo de R$ 15.200, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita faturada para operíodo de 02 de março a 28 de abril de 2015, o qual foi deduzido do saldo das respectivas CVA’s. A movimentação

dos saldos de ativos e passivos setoriais está demonstrada a seguir: 2016 2015Saldos iniciais 106.867 249.224Constituição (88.119) (54.222)Amortização (97.174) (118.109)Remuneração financeira setorial 135 29.974Saldos finais ativo (passivo) (78.291) 106.867

9. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES DIFERIDOS2016 2015

Imposto de renda e contribuição social (a) 137.234 119.915Diferido ativo 229.893 181.875

Diferido passivo (92.659) (61.960)

Benefício fiscal do ágio e reversão PMIPL (b) 128.131 142.958265.365 262.873

(a) Imposto de renda e contribuição social diferido: O IRPJ e a CSLL diferidos são calculados sobre as diferençasentre os saldos dos ativos e passivos das Demonstrações Financeiras e as correspondentes bases fiscais utilizadasno cálculo do IRPJ e da CSLL correntes. A probabilidade de recuperação destes saldos é revisada no fim de cadaexercício e, quando não for mais provável que bases tributáveis futuras estejam disponíveis e permitam a recupera-ção total ou parcial destes impostos, o saldo do ativo é reduzido ao montante que se espera recuperar. A Companhiaregistrou o IRPJ e a CSLL diferidos sobre as diferenças temporárias e prejuízos fiscais, cujos efeitos financeirosocorrerão no momento da realização dos valores que deram origem as bases de cálculos. O IR é calculado à alíquotade 15%, acrescido do adicional de 10%, e a CSLL está constituída a alíquota de 9%.

2016 2015Base de cálculo Tributo diferido Base de cálculo Tributo diferido

Imposto de rendaPrejuízos fiscais 72.913 18.228 - -

Diferenças temporárias 330.764 82.692 352.693 88.173

403.677 100.920 352.693 88.173Contribuição SocialBase negativa 72.913 6.562 - -

Diferenças temporárias 330.583 29.752 352.693 31.742

403.496 36.314 352.693 31.742137.234 119.915

A base de cálculo dos tributos diferidos é composta como segue:2016 2015

Ativo IR CSLL IR CSLLProvisão para créditos de liquidação duvidosa 117.421 117.421 117.612 117.612Provisão contingências 110.959 110.959 107.694 107.694Provisão PLR 11.250 11.250 14.724 14.724Prejuízo fiscal 72.913 72.913 - -Receita de ultrapassagem 92.595 92.595 72.252 72.252Ajuste da quota anual de amortização 8.377 8.377 3.740 3.740Valor Justo de Derivativos Financeiros 1.429 1.429 563 563Déficit plano previdenciário 244.024 244.024 209.540 209.540Outros 17.236 17.055 12.543 12.543Total Ativo 676.204 676.023 538.668 538.668Passivo (-)Valor justo do ativo indenizável (163.591) (163.591) (114.197) (114.197)Capitalização/(amortização) de juros de acordo com o IFRS (104.716) (104.716) (69.017) (69.017)Custo de captação (4.220) (4.220) (2.761) (2.761)Total Passivo (272.527) (272.527) (185.975) (185.975)Total Líquido 403.677 403.496 352.693 352.693Estudos técnicos de viabilidade aprovados pelo Conselho de Administração em 15 de dezembro de 2016 e aprecia-dos pelo Conselho Fiscal da Companhia em 11 de novembro de 2016, indicam a plena capacidade de recuperação,nos exercícios subsequentes, dos valores de tributos diferidos reconhecidos e correspondem às melhores estima-tivas da Administração sobre a evolução futura da Companhia e do mercado em que, a mesma, opera conformeInstrução CVM 371/02. A expectativa de realização dos tributos diferidos está demonstrada a seguir:

2017 2018 2019 2020 2021 Após 2021 Total- 2.616 9.522 27.100 21.173 76.823 137.234

A seguir é apresentada reconciliação da (receita) despesa dos tributos sobre a renda divulgados e os montantescalculados pela aplicação das alíquotas oficiais em 31 de dezembro de 2016 e 2015.

2016 2015IR CSLL IR CSLL

Lucro contábil antes do imposto de renda e contribuição social 14.041 14.041 111.846 111.846Amortização do ágio e reversão da PMIPL (14.827) (14.827) (16.270) (16.270)Juros sobre capital próprio - - (15.000) (15.000)Base de cálculo (786) (786) 80.576 80.576Alíquota do imposto de renda e contribuição social 25% 9% 25% 9%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas dalegislação (197) (71) 20.144 7.252Ajustes ao lucro líquido que afetam o resultado fiscal do exercício:(+) AdiçõesContribuições e doações 129 46 106 38Multas indedutíveis 1.103 397 220 79Excesso despesas previdenciárias 5.432 1.955 5.519 1.987Outras adições 414 149 1.057 381

7.078 2.547 6.902 2.485(-) ExclusõesReversão da provisão do ágio (7.195) (2.590) (7.896) (2.842)Incentivo fiscal SUDENE - - (6.143) -Incentivos audiovisual/Rouanet e PAT - - (296) -Outras exclusões (29) (362) (1.011) (364)

(7.224) (2.952) (15.346) (3.206)Imposto de renda e contribuição social no exercício (343) (476) 11.700 6.531Prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social gerado(compensado) - - 245 32Diferido de diferença temporária de RTT - - 5.971 -Imposto de renda e contribuição social no resultado (343) (476) 17.916 6.563Corrente - - (19) 2.256

Recolhidos e pagos - - 6.444 6.795Compensados e deduzidos - - 7.674 2.024

Impostos antecipados a recuperar - - (14.137) (6.563)Diferido (343) (476) 17.935 4.307Imposto de renda e contribuição social exercício (343) (476) 17.916 6.563(b) Benefício fiscal – Ágio incorporado da Controladora: O benefício fiscal do ágio incorporado refere-se ao créditofiscal calculado sobre o ágio de aquisição incorporado. Os registros contábeis apresentam contas específicas rela-cionadas com o ágio incorporado, provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido e amortização,reversão e crédito fiscal, correspondentes, cujos saldos são como segue:Benefício fiscal 508.114Amortização acumulada (1.073.988)Reversão acumulada 708.832Saldos em 31 de dezembro de 2015 142.958Amortização (43.608)Reversão 28.781Saldos em 31 de dezembro de 2016 128.131O ágio fiscal está sendo amortizado pelo exercício remanescente de exploração da concessão, desde agosto de 2001,em 336 parcelas mensais e segundo a projeção anual de rentabilidade futura, conforme curva abaixo:

Ano Fatores Ano Fatores Ano Fatores2017 0,02798 2022 0,02140 2027 0,016092018 0,02682 2023 0,02045 2028 0,014762019 0,02573 2024 0,018602020 0,02335 2025 0,017732021 0,02238 2026 0,01690

10. CONCESSÃO DE SERVIÇO PÚBLICOO Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica detido pela Companhia está enquadrado nos critériosde aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12), que trata da contabilidade de concessões e dos investi-mentos em infraestrutura que serão objeto de indenização do Poder Concedente ao final da concessão. A parcela dosativos da concessão que será integralmente utilizada durante a concessão é registrada como um ativo intangívele amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão. A parcela dos ativos que nãoestará integralmente amortizada até o final da concessão é registrada como um ativo financeiro, por ser um direitoincondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente. 10.1 Ativo financeiro: Ocálculo do valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, para fins de indenização,deve utilizar como base a metodologia do Valor Novo de Reposição (VNR), aplicado sobre o saldo residual dos ativosque compõem a Base de Remuneração Regulatória (BRR) ao final do prazo contratual da concessão. Dessa forma,o ativo financeiro da concessão é composto pelo valor residual dos ativos da BRR do 3º Ciclo de Revisão Tarifária,devidamente movimentado por adições, baixas, transferências, depreciações e atualizações.Em 31 de dezembro de2016 e 2015 a movimentação dos saldos referentes ao ativo indenizável da Concessão está assim apresentada:

2016 2015Saldos iniciais 718.427 504.530Baixas (2.341) (1.123)Transferências (a) 318.573 124.508Atualização valor justo 49.394 90.512Saldos finais 1.084.053 718.427(a) Transferência do intangível em curso em decorrência do reconhecimento de novos ativos incorporados no exercício.O ativo financeiro da concessão é remunerado ao seu valor justo mais custo médio ponderado do capital (WACC)regulatório, incluído na tarifa e reconhecido no resultado mediante faturamento aos consumidores (Vide nota 19).A realização do WACC, sobre a totalidade da infraestrutura ocorre através do faturamento das contas de ener-gia elétrica. Adicionalmente, para estimar o valor da indenização ao final da concessão, o valor residual do ativofinanceiro é atualizado a valor justo utilizando a Base de Remuneração Regulatória (BRR) estabelecida a cadarevisão tarifária. As variações anuais dessa atualização a valor justo nos anos em que não há revisão tarifáriaé capturada através da aplicação ao ativo financeiro da variação do IPCA, mesmo índice utilizado pelo reguladorpara atualização da BRR nas revisões tarifárias anuais, considerado pela Companhia como a melhor estimati-va dessa variação, cuja contrapartida é registrada no resultado do exercício. 10.2 Intangível: O ativo intangívelé composto pelos ativos de distribuição avaliados ao custo de aquisição, incluindo custos de empréstimos ca-pitalizados e deduzido de obrigações especiais e amortização acumulada. A amortização é calculada de formanão linear, pelo prazo esperado de retorno via tarifa (prazo de vencimento do contrato). As obrigações especiaisrepresentam as contribuições da União, dos Estados, dos Municípios e dos Consumidores, bem como as doaçõesnão condicionadas a qualquer retorno em favor do doador e as subvenções destinadas a investimentos na con-cessão do serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. As obrigações especiais estão sendoamortizadas às mesmas taxas de amortização dos bens que compõem a infraestrutura, usando-se uma taxa mé-dia, desde o segundo ciclo de revisão tarifária periódica. Ao final da concessão o valor residual das obrigaçõesespeciais será deduzido do ativo financeiro de indenização. Em 2016 foi incorporado ao ativo intangível, a títulode custos de empréstimos capitalizados, o montante de R$ 36.955 (R$ 17.013 em 2015) cuja taxa média men-sal de capitalização utilizada foi de 0,98%. A Companhia entende não haver qualquer indicativo de que o valorcontábil dos bens exceda seu valor recuperável. Por natureza, o intangível está constituído da seguinte forma:

Taxas anuaismédias

ponderadas deamortização (%)

2016 2015

Amortizaçãoacumulada

Obrigaçõesespeciais

Valorlíquido

ValorlíquidoCusto

Em serviçoDireito de uso da concessão 3,98 4.222.038 (1.948.512) (169.705) 2.103.821 1.841.235Em cursoDireito de uso da concessão 563.601 - (119.948) 443.653 399.437Total 4.785.639 (1.948.512) (289.653) 2.547.474 2.240.672

A movimentação do saldo do intangível está demonstrada a seguir:

Em serviço Em cursoAmortização Obrigações Valor Obrigações Valor

Custo acumulada especiais líquido Custo especiais líquido TotalSaldos em 01 de janeiro de 2015 3.593.185 (1.633.749) (173.074) 1.786.362 353.975 (67.849) 286.126 2.072.488Adições - - - - 533.095 (45.227) 487.868 487.868Baixas (17.643) 12.699 - (4.944) 696 - 696 (4.248)Amortizações - (181.544) 9.678 (171.866) - - - (171.866)Transferências – Intangíveis 213.602 - (6.634) 206.968 (213.602) 6.634 (206.968) -Transferências – Ativos financeiros 454 - - 454 (129.863) 4.901 (124.962) (124.508)Transferências – Outros 24.131 130 - 24.261 (34.194) (9.129) (43.323) (19.062)Saldo em 31 de dezembro de 2015 3.813.729 (1.802.464) (170.030) 1.841.235 510.107 (110.670) 399.437 2.240.672Adições - - - - 833.167 (30.698) 802.469 802.469Baixas (69.036) 50.572 3.171 (15.293) (8.222) - (8.222) (23.515)Amortizações - (196.620) 11.436 (185.184) - - - (185.184)Transferências – Intangíveis 478.549 - (14.282) 464.267 (478.549) 14.282 (464.267) -Transferências - Ativos financeiros (a) (1.204) - - (1.204) (331.149) 13.780 (317.369) (318.573)Transferências – Outros (b) - - - - 38.247 (6.642) 31.605 31.605Saldo em 31 de dezembro de 2016 4.222.038 (1.948.512) (169.705) 2.103.821 563.601 (119.948) 443.653 2.547.474(a) Transferência do intangível em curso para o ativo financeiro em decorrência do reconhecimento de novos ativos incorporados no exercício. (b) Referem-se às transferências entre obras, estoques e desativações em curso.

11. FORNECEDORES2016 2015

Energia elétrica 531.499 351.952Terceiros 210.749 348.982Partes relacionadas 320.750 2.970

Encargos de uso da rede 27.233 61.516Terceiros 26.619 60.850Partes relacionadas 614 666

Materiais e serviços 111.674 246.442Terceiros 111.124 246.048Partes relacionadas 550 394

Energia livre 40.276 35.344710.682 695.254

Circulante 531.559 659.910Não circulante 179.123 35.344Os montantes classificados no não circulante referem-se a valores remanescentes de energia livre, fixados pela ANEEL, a serem repassados pelas distribuidoras às geradoras, e que estão sendo contestados pelos concessionários dedistribuição, no montante de R$ 40.276 e valores de compra de energia elétrica com partes relacionadas, no montante de R$ 138.847, os quais estão registrados ao valor presente e calculados pelas taxas de captação média apuradapela Companhia.

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

12. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS, DEBÊNTURES EINSTRUMENTOS FINANCEIROS DERIVATIVOS

Ref.: 2016 2015

Empréstimos e financiamentos 12.1

Moeda nacional 1.088.448 1.030.369

Circulante 309.045 203.440

Não circulante 779.403 826.929

Custos de transação - Moeda nacional (4.216) (2.655)

Moeda estrangeira 759.583 699.040

Circulante 390.872 197.001

Não circulante 368.711 502.039

Custos de transação - Moeda estrangeira (12) (111)

(-) Depósitos em garantia - (24.054)

Circulante - (24.054)

Não circulante - -

Total de empréstimos e financiamentos 1.848.031 1.705.355

Circulante 699.917 376.387

Não circulante 1.148.114 1.328.968

Debêntures 12.2

Total de debêntures 376.106 222.081

Circulante 69.751 150.122

Não circulante 306.355 71.959

Custos de transação - Debêntures (1.461) (320)

Instrumentos financeiros derivativos

Ativo (62.524) (186.769)

Passivo 60.974 9.998

Total instrumentos financeiros derivativos (1.550) (176.771)

Instrumentos financeiros derivativos - ativos

Circulante (18.425) (47.814)

Não circulante (44.099) (138.955)

Instrumentos financeiros derivativos - passivos

Circulante 60.974 9.998

Endividamento financeiro líquido total 2.222.587 1.750.665

Circulante 812.217 488.693

Não circulante 1.410.370 1.261.972

12.1 Empréstimos e financiamentos: A mutação dos empréstimos e financiamentos e dos seus respectivos instru-mentos financeiros derivativos é a seguinte:

Moeda nacional Moeda estrangeiraPassivo

circulanteNão

circulantePassivo

circulanteNão

circulante TotalSaldos em 01 de janeiro de 2015 198.116 714.834 2.566 96.298 1.011.814Ingressos 5.584 272.476 130.000 270.000 678.060Encargos 74.845 - 10.459 - 85.304Variação monetária e cambial 2.599 13.214 58.509 134.874 209.196Swap - - (11.573) (134.857) (146.430)Efeito cumulativo marcação a mercado - - 18 (2.344) (2.326)Transferências 194.398 (194.398) 875 (875) -Amortizações e pagamentos de juros (272.043) - (31.568) - (303.611)(-) Mov. depósitos em garantia (24.054) 21.376 - - (2.678)(-) Custos de transação (59) (573) (101) (12) (745)Saldos em 31 de dezembro de 2015 179.386 826.929 159.185 363.084 1.528.584Ingressos 126.139 84.603 20.000 190.000 420.742Encargos 87.605 13 19.401 - 107.019Variação monetária e cambial 2.691 10.248 (33.638) (91.380) (112.079)Swap - - 107.785 92.743 200.528Efeito cumulativo marcação a mercado - - 652 213 865Transferências 140.185 (140.185) 230.048 (230.048) -Amortizações e pagamentos de juros (251.925) (2.205) (70.113) - (324.243)(-) Mov. depósitos em garantia 24.054 - - - 24.054(-) Custos de transação 910 - 101 - 1.011Saldos em 31 de dezembro de 2016 309.045 779.403 433.421 324.612 1.846.481A seguir apresentamos as captações efetuadas no exercício:Financiadores Vencimento Encargos Financeiros Anuais Valor CaptadoBanco do Brasil 2017 15,35% 23.523ABC 2017 USD + 3,01% 20.000SANTANDER 2017 111% CDI 100.000ITAÚ 2017 a 2019 De 3,03% a 4,284% + USD 190.000BNDES 2023 De 1,59% + TJLP a 2,09% + SELIC 76.388Caixa Econômica 2025 6% 10.831Total 420.742Os vencimentos das parcelas do não circulante são os seguintes:

2016 2015Dívida Custos transação Total líquido Dívida Custos transação Total líquido

2017 - - - 183.590 (631) 182.9592018 476.498 (1.057) 475.441 439.476 (435) 439.0412019 181.136 (863) 180.273 188.982 (318) 188.6642020 181.136 (642) 180.494 151.883 (226) 151.6572021 151.078 (421) 150.657 112.186 (135) 112.0512022 67.873 (241) 67.632 67.896 (75) 67.821Após 2022 49.675 (157) 49.518 47.849 (29) 47.820Total obrigações 1.107.396 (3.381) 1.104.015 1.191.862 (1.849) 1.190.013

Condições contratuais dos empréstimos e financiamentos da Companhia em 31 de dezembro de 2016 são como segue:

Credor Moeda Objetivo Encargos financeiros anuais Vencimento Garantias Valor do principalSaldo em

31/12/2016Banco ABC US$ Capital de Giro 3,0100% 2017 Fiança Bancária 20.000 20.023

Banco do Brasil R$ Capital de Giro 15,3500% / 108,00% a 116,00%do CDI 2017 a 2021 Clean 243.523 214.464

BNDES R$ Investimentos 3,0000% a 6,0000% / TJLP + 1,5900%a TJLP + 2,8200% / SELIC + 2,0900% 2017 a 2024 Aval da Neoenergia 1.263.998 678.615

Caixa Econômica Federal R$ Programa Nacional de Universa-lização Luz para Todos 6,0000% 2025 Aval da Neoenergia / Recebíveis 27.078 23.013

Citibank US$ Capital de Giro Libor + 0,9700% a Libor + 0,9890% 2018 Aval da Neoenergia 94.100 95.181Finep R$ Pesquisa e Desenvolvimento 4,0000% a 5,0000% 2018 Aval da Neoenergia 85.308 20.551HSBC US$ Capital de Giro Libor + 1,4000% 2018 Aval da Neoenergia 140.000 144.176IBM R$ Investimentos CDI + 0,3100% 2020 Aval da Neoenergia 58.000 51.239Itaú US$ Capital de Giro 2,7757% a 4,2840% 2017 a 2019 Aval da Neoenergia 255.000 269.840

KfW Bankengruppe Euro Investimentos 2,0000% 2026 Aval Governo do Estado de Pernam-buco / Fiança Bancária 1.042 555

Santander R$/ US$ Capital de Giro / NotasComerciais 2,4664% a 4,3583% / 111,00% 2017 Aval da Neoenergia 315.000 328.823

Total 2.503.049 1.846.481

Condições restritivas financeiras (covenants): Os contratos mantidos com diversos credores contêm cláusulas restritivas que requerem a manutenção de determinados índices financeiros com parâmetros pré-estabelecidos apuradoscom base nas demonstrações financeiras consolidadas da controladora Neoenergia S.A.. Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia atingiu todos os índices requeridos contratualmente.

12.2 Debêntures: A mutação das debêntures é a seguinte:Passivo circulante Não circulante Total

Saldos em 01 de janeiro de 2015 152.169 215.680 367.849Encargos 41.867 - 41.867Transferências 144.000 (144.000) -Amortizações e pagamentos de juros (188.194) - (188.194)(-) Custos de transação 280 279 559Saldos em 31 de dezembro de 2015 150.122 71.959 222.081Ingressos 50.000 306.890 356.890Encargos 52.744 - 52.744Transferências 71.260 (71.260) -Amortizações e pagamentos de juros (255.616) (1.234) (256.850)(-) Custos de transação 1.241 - 1.241Saldos em 31 de dezembro de 2016 69.751 306.355 376.106A seguir apresentamos as emissões de debêntures do exercício:

Emissão VencimentoEncargos Financeiros

Anuais Valor Captado5ª 11/01/2019 118,00% do CDI 206.8906ª 18/04/2019 122,70% do CDI 150.000Total 356.890Os vencimentos das parcelas do não circulante são os seguintes:

2016 2015

DebênturesCustos

transação Total líquido DebênturesCustos

transação Total líquido2017 - - - 72.000 (41) 71.9592018 153.445 (478) 152.967 - - -2019 153.445 (57) 153.388 - - -

306.890 (535) 306.355 72.000 (41) 71.959As debêntures são garantidas por aval da controladora Neoenergia S.A.Condições restritivas financeiras (covenants): As escrituras de emissões das debêntures preveem a manutençãode índices de endividamento e cobertura de juros com parâmetros pré-estabelecidos apurados com base nasdemonstrações financeiras consolidadas da controladora Neoenergia S.A.. Em 31 de dezembro de 2016, aCompanhia atingiu todos os índices requeridos contratualmente.

13. SALÁRIOS E ENCARGOS A PAGAR2016 2015

Salários 5.032 4.987Encargos sociais 5.562 6.129Provisões férias 13.416 11.805Encargos sobre provisões de férias 5.473 4.756Provisão participação nos lucros e resultados (a) 11.250 14.724Outros 1.084 1.305

41.817 43.706(a) A Companhia mantém o programa de participação dos empregados nos lucros e resultados, baseado em acordode metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas. A provisão é efetuada com base na estimativa derealização dos objetivos e refere-se à participação nos lucros de 2016 com previsão de pagamento em abril de 2017.

14. TAXAS REGULAMENTARES2016 2015

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (a) 35.358 40.874Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico– FNDCT (b) 2.637 1.129Empresa de Pesquisa Energética – EPE (b) 1.318 564Pesquisa e Desenvolvimento – P&D (b) 17.661 14.886Programa de Eficientização Energética – PEE (b) 15.904 14.848Taxa de Fiscalização Serviço Público de Energia Elétrica – TFSEE 428 394Encargos Setoriais – Outros CCRBT (c) 5.723 27.253

79.029 99.948Circulante 49.258 73.642Não circulante 29.771 26.306(a) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dosEstados e a competitividade da energia produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelossistemas interligados, permitindo a universalização do serviço de energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2016,o saldo em aberto refere-se às quotas mensais definitivas de CDE – Uso, no valor de R$ 7.450, para o períodode junho a dezembro de 2016, conforme Resolução nº 2.077 de 06/2016; CDE-ENERGIA no valor de R$ 5.818,conforme Resolução nº 2.018 de 02/2016 com dedução de R$ 304, referente às liminares ABRACE/ANACE, previstasno Despacho nº 1.576 de 06/2016; e CDE-CONTA ACR, no valor de R$ 22.090, conforme Resolução nº 2.004 de12/2015. (b) Programas de Eficientização Energética (PEE) – Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) – FundoNacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Sãoprogramas de re-investimento exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que estão obrigadasa destinar, anualmente, 1% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses programas. A Companhiareconheceu passivos relacionados a valores já faturados em tarifas, líquido dos valores aplicados nos respectivosprogramas. Mensalmente o P&D e PEE são atualizados com base na Taxa SELIC, a partir do 2º mês subsequenteao seu reconhecimento até o momento de sua efetiva realização. (c) Encargos Setoriais - Outros CCRBT: Valorestimado de repasse, de R$ 5.723, referente aos recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias queserão revertidos à Conta Centralizadora, criada pelo Decreto nº 8.401 de 4 de fevereiro de 2015. Essa estimativaleva em consideração também o montante referente ao efeito da aplicação das bandeiras tarifárias no cálculo daprovisão da receita não faturada, quando aplicável.

15. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES A RECOLHERCirculante 2016 2015Imposto sobre circulação de mercadorias – ICMS 145.124 135.735Programa de integração social – PIS 7.642 6.063Contribuição para o financiamento da seguridade social – COFINS 35.420 28.028Instituto Nacional de Seguridade Social – INSS 3.897 2.308Fundo de Garantia por Tempo de Serviço – FGTS 945 1.010Imposto sobre serviços – ISS 2.481 3.099Impostos e contribuições retidos na fonte 1.712 1.825Outros 7.813 7.293Total 205.034 185.361

16. PROVISÕES E DEPÓSITOS JUDICIAISA Companhia é parte em processos judiciais de natureza trabalhista, cível e fiscal, decorrentes do curso normal

de suas operações. Para constituição das provisões a Companhia considera a opinião dos assessores jurídicos, anatureza das ações, a similaridade com processos anteriores, a complexidade e o posicionamento dos tribunaissempre que a perda for avaliada como provável. A Administração da Companhia consubstanciada na opinião deseus consultores legais quanto à possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entende que as provisõesconstituídas registradas no balanço são suficientes para cobrir prováveis perdas com tais causas. O passivo emdiscussão judicial é mantido até o desfecho da ação, representado por decisões judiciais, sobre as quais nãocaibam mais recursos, ou a sua prescrição. As provisões constituídas consolidadas estão compostas como segue:

Trabalhistas Cíveis Fiscais TotalSaldos em 31 de dezembro de 2014 22.870 56.508 674 80.052Adição 36.440 28.616 87 65.143Reversão (7.345) (9.764) - (17.109)Pagamentos/Indenizações (18.598) (33.356) (87) (52.041)Atualização 3.712 27.937 - 31.649Saldos em 31 de dezembro de 2015 37.079 69.941 674 107.694Adição 33.557 31.319 1.764 66.640Reversão (9.131) (15.828) - (24.959)Pagamentos/Indenizações (26.955) (34.720) (3.593) (65.268)Atualização 6.245 18.666 1.941 26.852Saldos em 31 de dezembro de 2016 40.795 69.378 786 110.959Circulante 12.288 34.720 - 47.008Não circulante 28.507 34.658 786 63.951Trabalhistas: Referem-se às ações movidas por empregados e ex-empregados contra a Companhia, envolvendo ospedidos de horas-extras, adicional de periculosidade, equiparação/reenquadramento salarial, discussão sobre planode cargos e salários e outras e também, ações movidas por ex-empregados de seus empreiteiros (responsabilidadesubsidiária e/ou solidária) envolvendo cobrança de parcelas indenizatórias e outras. Além dos valores provisionados,a Companhia possui um total estimado de R$ 374.049 (R$ 310.202 em 31 de dezembro de 2015) em processostrabalhistas com expectativa de perda possível. Os valores foram atualizados monetariamente pela variação daTaxa Referencial (TR) índice de atualização de processos trabalhistas divulgado pelo Conselho Superior da Justiçado Trabalho, acrescidos de juros de 1% a.m.. Cíveis: Referem-se às ações de natureza comercial e indenizatória,movidas por pessoas físicas e jurídicas, envolvendo repetição de indébito, morte, danos materiais e/ou danosmorais. Além dos valores provisionados, a Companhia possui um total estimado de R$ 339.529 (R$ 278.787 em31 de dezembro de 2015) em processos cíveis com expectativa de perda possível. Os valores foram atualizadosmonetariamente pela variação do INPC, acrescidos de juros de 1% a.m.. Fiscais: Referem-se às ações tributáriase impugnações de cobranças, intimações e autos de infração fiscal referente a diversos tributos, tais como ICMS,ISS, CPMF, IRPJ, IRRF, CSLL, IPTU, PIS/COFINS, entre outros. Além dos valores provisionados, a Companhia possuium total estimado de R$ 1.293.928 (R$ 1.003.870 em 31 de dezembro de 2015) em ações tributárias de naturezasdiversas com expectativa de perda possível. Neste montante, destacamos os autos de infração motivados por: (i)Suposta utilização do ICMS nas aquisições de ativo fixo, de fornecedores micro empresa, créditos em duplicidade enas aquisições de compras com entrega futura, estimados em R$ 19.791 (R$ 11.398 em 31 de dezembro de 2015);(ii) Falta de retenção do IRRF incidente sobre o pagamento de juros sobre capital próprio, no montante de R$ 31.156(R$ 27.849 em 31 de dezembro de 2015); e (iii) Não adição da despesa de amortização do ágio nas bases de cálculodo IRPJ e CSLL, no montante de R$ 1.001.500 (R$ 792.636 em 31 de dezembro de 2015). Os consultores jurídicosda Companhia entendem que tanto o fundamento de existência do ágio quanto seu uso para fins de benefício sãolícitos e gozam de legitimidade jurídica. Embora os últimos julgamentos na Câmara Superior de Recursos Fiscaistenham alterado o entendimento até então, passando a não reconhecer o ágio decorrente de privatização, os nossosconsultores legais mantêm a análise e entendimento quanto à higidez da operação e benefício fiscal, uma vezque a discussão ainda será remetida ao Poder Judiciário, a quem caberá a decisão final sobre o tema. Os valoresforam atualizados monetariamente pela variação da taxa SELIC. Depósitos judiciais: Correlacionado às provisões,a Companhia é exigida por lei a realizar depósitos judiciais para garantir potenciais pagamentos de contingência.Os depósitos judiciais são atualizados mensalmente, pelos índices aplicáveis para a atualização das cadernetas depoupança (TR), nos casos de depósitos de natureza cível e trabalhista e taxa SELIC para os depósitos de naturezafiscal/tributária. São registrados no ativo não circulante da Companhia até que aconteça a decisão judicial deresgate destes depósitos por uma das partes envolvidas.

2016 2015Trabalhistas 28.157 20.215Cíveis 34.200 33.586Fiscais 11.760 11.452Total 74.117 65.253

17. OUTROS PASSIVOS2016 2015

Consumidores (a) 28.207 23.698Contribuição para custeio do serviço de iluminação pública - COSIP (b) 15.900 16.072Caução em garantia (c) 100.615 73.065Adiantamentos recebidos (d) 9.295 10.823Cooperativas - Aquisição de ativos (e) 17.495 29.159Outras 8.068 14.825

179.580 167.642Circulante 149.787 154.841Não circulante 29.793 12.801(a) Obrigações perante consumidores de energia elétrica decorrentes de devolução de Universalização, contas pagasem duplicidade, ajustes de faturamento e outros; (b) COSIP – Corresponde a valores arrecadados de iluminaçãopública, a serem repassados às Prefeituras; (c) Garantia constituída em espécie para assegurar o cumprimentodo contrato, tanto no que diz respeito a suas cláusulas operacionais, como na obrigatoriedade do pagamento dosencargos dos empregados das empresas fornecedoras de serviços; (d) Adiantamentos recebidos – referem-seprincipalmente a adiantamentos para execução de serviços técnicos como deslocamento de postes, de rede dedistribuição e de linha de transmissão em contrapartida de serviços prestados a terceiros; (e) Aquisição dos ativosde baixa tensão, de propriedade das cooperativas existentes dentro da área de concessão da CELPE, no montantede R$ 73.318, sendo liquidada em 10 parcelas semestrais de junho de 2013 a dezembro de 2017, conformeacordo celebrado entre a CELPE e as Cooperativas em 06/09/2012, sendo corrigido semestralmente pelo IGPM. Ametodologia aplicada para avaliação dos ativos foi à definida pela ANEEL através da Resolução 338/2008, alteradapela Resolução 457/2011.

18. PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social: O Capital social autorizado da Companhia em 31 de dezembro de 2016 e 2015 é de R$ 700.000 e ointegralizado até a data do balanço é de R$ 590.174. A composição do capital social realizado por classe de ações,sem valor nominal, e principais acionistas é a seguinte:

Nº de Ações (em unidades)Ações Ordinárias Ações Preferenciais

Acionistas Única % A % B % Total %Neoenergia S.A. 66.022.550 99,6 464.272 6,1 400.375 53,9 66.887.197 89,6Outros 280.143 0,4 7.102.982 93,9 342.066 46,1 7.725.191 10,4Total 66.302.693 100,0 7.567.254 100,0 742.441 100,0 74.612.388 100,0

R$Ações Ordinárias Ações Preferenciais

Acionistas Única % A % B % Total %Neoenergia S.A. 522.229 99,6 3.672 6,1 3.167 53,9 529.068 89,6Outros 2.216 0,4 56.184 93,9 2.706 46,1 61.106 10,4Total 524.445 100,0 59.856 100,0 5.873 100,0 590.174 100,0Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembleia Geral. As ações preferenciais, de ambas asclasses, não possuem direito de voto, ficando assegurado ainda: (i) as ações preferenciais “Classe A” têm prioridadena distribuição de dividendos, que serão no mínimo 10% (dez por cento) sobre o lucro líquido, representado porações preferenciais “Classe A”; (ii) as ações preferenciais “Classe B”, têm prioridade na distribuição de dividendos,somente após a distribuição de dividendos às preferenciais “Classe A”, sendo tais dividendos no mínimo 10%(dez por cento) maiores do que os atribuídos às ações ordinárias. Reservas de capital: a) Reserva especial deágio: Reserva no montante de R$ 454.999, foi gerada em função da reestruturação societária da Companhia, queresultou no reconhecimento do benefício fiscal diretamente no patrimônio líquido, quando o ágio foi transferidopara a Companhia através da incorporação. Até 31 de dezembro de 2016, a parcela relativa à reserva especialde ágio já realizada é de R$ 53.116 e a disponível para capitalização por parte do acionista controlador monta R$

326.867 (R$ 312.040 em 31 de dezembro de 2015). b) Reserva de incentivo fiscal: A legislação do imposto de rendapossibilita que as empresas situadas na Região Nordeste, e que atuam no setor de infraestrutura, reduzam o valordo imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação da sua capacidade instalada. Osaldo da reserva de incentivo fiscal apurado até 31 de dezembro de 2007, no montante de R$ 73.004, foi mantidocomo reserva de capital e, somente poderá ser utilizado conforme previsto em lei. Reservas de lucros: a) Reservade incentivo fiscal: O valor correspondente ao incentivo SUDENE apurado a partir da vigência da Lei 11.638/07foi contabilizado no resultado do exercício, e posteriormente transferido para a reserva de lucro devendo somenteser utilizado para aumento de capital social ou para eventual absorção de prejuízos contábeis. O incentivo fiscalSUDENE, com validade até 2023, provê à Companhia o benefício fiscal da redução de 75% do IRPJ, calculado combase no lucro da exploração. A Companhia não apurou incentivo fiscal da SUDENE no exercício findo em 31 dedezembro de 2016 tendo em vista o prejuízo fiscal verificado (R$ 6.143 em 31 de dezembro de 2015). b) Reservalegal: A constituição da Reserva Legal é obrigatória, até os limites estabelecidos por lei, e tem por finalidadeassegurar a integridade do Capital Social, condicionada a sua utilização à compensação de prejuízos ou ao aumentodo capital. A Companhia deixou de constituir em 2011 a Reserva Legal por ter atingido os limites legais. c) Reservade retenção de lucros: A Administração da Companhia aprovou “ad referendum” à Assembleia dos Acionistas aconstituição de reserva de retenção de lucros no montante de R$ 14.900, decorrente da transferência de saldo dereservas de lucros a realizar, outras reservas de lucros e resultado do exercício nos montantes de R$14.214, R$661e R$25, respectivamente. Dividendos e juros sobre capital próprio: O Conselho de Administração e/ou Assembleiade Acionistas da Companhia aprovaram a declaração de dividendos propostos e juros sobre capital próprio daseguinte forma:

Valor por açãoDeliberação Provento Valor deliberado ON PNA PNB2016AGO de 26 de abril de 2016 Dividendos Adicionais 2015 48.715 0,6522655 0,6522655 0,7174921

AGO de 26 de abril de 2016

Dividendos MínimosObrigatórios Complemen-

tares 2015 1.239 0,0165827 0,0165827 0,018240949.954

2015AGO de 23 de abril de 2015 Dividendos Adicionais 2014 8.249 0,1104431 0,1104431 0,1214874RCA de 19 de junho de2015 JSCP 2015 15.000 0,2008392 0,2008392 0,2209231

23.249O pagamento dos juros sobre o capital próprio do exercício de 2015 foi considerado no cômputo do dividendo mínimoobrigatório. De acordo com o previsto no estatuto social da Companhia, o dividendo mínimo obrigatório é de 25%do lucro líquido, ajustado nos termos da legislação societária. As ações preferenciais classe “B” terão direito aorecebimento de dividendos no mínimo 10% superiores àqueles atribuídos às ações ordinárias. A base de cálculopara os dividendos mínimos obrigatórios é como segue:

2016 2015Dividendos mínimos - sobre o lucro líquido ajustadoLucro líquido do exercício 33 71.097Incentivo fiscal SUDENE - (6.143)Amortização do ágio incorporado 43.608 47.852Reversão da provisão para manutenção do patrimônio líquido (28.781) (31.582)Benefício fiscal da amortização do ágio incorporado (14.827) (16.270)Base de cálculo do dividendo 33 64.954Dividendos mínimos obrigatórios 8 16.239Dividendos e juros sobre capital próprio - pagos e propostosJuros sobre Capital Próprio - 15.000Dividendos complementares ao mínimo obrigatório 8 1.239Dividendos adicionais propostos - 48.715Total Bruto 8 64.954Imposto de renda retido na fonte sobre os juros sobre capital próprio 15% (*) - (77)(*) Na parcela de acionistas imunes não ocorre à incidência de imposto de renda.A movimentação dos saldos de dividendos e juros sobre capital próprio a pagar é como segue:

2016 2015Saldos iniciais em 01 de janeiro 1.297 75.910Dividendos e juros sobre o capital próprio:Declarados 48.715 23.249Propostos 8 1.239Imposto de renda retido na fonte - IRRF - (77)Pagos no exercício (49.915) (98.983)Prescritos - (41)

Saldos finais em 31 de dezembro 105 1.297Os dividendos e juros sobre o capital próprio, não reclamados no prazo de três anos, são revertidos para a Companhia.Outros resultados abrangentes:Estão sendo reconhecidos como OutrosResultados Abrangentes osajustes decorrentesda mudança no conceito de retornos esperados sobre ativos e passivos atuariais de benefício pós-emprego.

19. RECEITA LÍQUIDAA receita é reconhecida na extensão em que for provável que benefícios econômicos serão gerados para aCompanhia, podendo ser confiavelmente mensurados. A receita é mensurada pelo valor justo da contraprestaçãorecebida ou a receber. A receita operacional é composta pela receita de fornecimento de energia elétrica (faturadaou não faturada), receita de construção e outras receitas relacionadas a outros serviços prestados pela Companhia.O faturamento, e respectivo reconhecimento da receita, dos serviços de distribuição de energia elétrica sãoefetuados de acordo com o calendário de leitura estabelecido pela Companhia. A receita não faturada corresponde àenergia elétrica entregue e não faturada ao consumidor, e é calculada em base estimada, até a data do balanço. ACompanhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizadana prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de construção adotada é estabelecida comosendo igual à zero, considerando que: (i) a atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) todareceita de construção está relacionada com a construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ouseja, a distribuição de energia elétrica; e (iii) a Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes nãorelacionada. Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em curso é transferida para oresultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais.Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE estão reconhecidos pelo regime de competênciade acordo com informações divulgadas por aquela entidade ou por estimativa da Administração. Seguea composição da receita líquida por natureza e suas deduções: 2016 2015

(Reclassificado)Fornecimento de energia (a) 3.042.106 3.205.296Receita de distribuição 2.990.226 3.126.352Remuneração financeira WACC 51.880 78.944

Câmara de Comercialização de Energia – CCEE (b) 192.723 115.922Receita pela disponibilidade da rede elétrica (c) 3.250.232 3.096.114Receita de distribuição 3.190.493 3.019.860Remuneração financeira WACC 59.739 76.254

Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros (d) (185.293) (81.636)Receita de construção da infraestrutura da concessão 763.913 464.595Outras receitas (e) 114.621 153.301Total receita bruta 7.178.302 6.953.592(-) Deduções da receita bruta (f) (2.483.472) (2.377.962)Total receita operacional líquida 4.694.830 4.575.630(a) Fornecimento de Energia: A composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumo:

MWh (*) R$2016 2015 2016 2015

Consumidores:Residencial 4.851.619 4.840.540 2.698.513 2.537.727Industrial 1.485.027 1.575.227 679.678 753.309Comercial 2.582.063 2.633.254 1.507.215 1.518.409Rural 667.926 674.363 224.489 226.285Poder público 635.997 658.041 339.100 351.355Iluminação pública 461.254 442.013 162.933 160.285Serviço público 579.062 611.372 197.158 210.456

Consumo próprio 15.497 13.469 - -Suprimento - - - 635Fornecimento não faturado - - (45.580) 55.502Reclassificação da receita pela disponibilidade da redeelétrica - Consumidor cativo (1) - - (3.056.024) (2.919.489)

11.278.445 11.448.279 2.707.482 2.894.474Subvenções - - 334.624 310.822

11.278.445 11.448.279 3.042.106 3.205.296(*) Informações não auditadas.(1) Em atendimento ao Despacho ANEEL n˚ 1.618 de 23/04/08, a Companhia efetuou a segregação da receitade comercialização e distribuição utilizando uma “TUSD média” calculada a partir da TUSD homologada paraconsumidores cativos. (b) Câmara de Comercialização de Energia – CCEE: Os montantes de receitas/despesasfaturados e/ou pagos pelas concessionárias que tiveram excedente/falta de energia, comercializados no âmbito daCCEE, foram informados pela mesma e referendados pela Companhia. (c) Receita pela disponibilidade da redeelétrica: A receita com Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD refere-se basicamente a venda de energiapara consumidores livres e cativos com a cobrança de tarifa pelo uso da rede de distribuição.

2016 2015Receita de Uso - Consumidor Livre 194.208 176.625Receita de Uso - Consumidor Cativo (*) 3.056.024 2.919.489

3.250.232 3.096.114(*) Vide comentários nota (a), acima.(d) Ativos e passivos financeiros setoriais, líquidos:

2016 2015CVAEnergia (191.257) (219.628)Encargo de Serviço do Sistema – ESS 52.583 54.435Neutralidade dos encargos setoriais 3.484 23.780Repasse de sobrecontratação (29.179) 52.159Outras CVA´s (33.000) 14.692

Itens FinanceirosEnergia Eletronuclear (1.678) (5.367)Exposição Financeira (6.472) (2.834)Reversão RTE 2015 (2.639) -Recomposição Energia Termope 28.964 -Outros itens financeiros (6.099) 1.127

(185.293) (81.636)(e) Outras receitas: 2016 2015

(Reclassificado)Renda da prestação de serviços 24.087 21.415Arrendamentos e aluguéis 26.930 26.996Serviço taxado 7.916 6.824Administração de faturas de fraude 2.373 1.661Valor justo ativo indenizável da concessão (*) 49.394 90.512Outras receitas 3.921 5.893

114.621 153.301(*) Conforme mencionado na nota 10, a Companhia atualiza o ativo financeiro indenizável da concessão com baseno mesmo índice de atualização da BRR (IPCA).(f) Deduções da receita bruta: 2016 2015

(Reclassificado)Impostos e contribuiçõesICMS (1.379.700) (1.314.074)PIS (110.840) (112.060)COFINS (510.551) (517.993)ISS (2.188) (2.135)Encargos SetoriaisConta de desenvolvimento energético – CDE (*) (420.807) (391.898)Programa de Eficientização Energética – PEE (21.922) (17.378)Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT (8.769) (6.951)Empresa de Pesquisa Energética – EPE (4.384) (3.476)Pesquisa e desenvolvimento – P&D (8.769) (6.951)Encargos do Consumidor – CCRBT (15.542) (5.046)Total (2.483.472) (2.377.962)(*) Vide nota 14 (a).

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

20. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS DO SERVIÇO20.1 Custo de Energia Elétrica

MWh (*) R$2016 2015 2016 2015

(Reclassificado)Energia comprada para revendaEnergia adquirida através de leilão no ambiente regulado – ACR 7.303.118 7.078.527 (1.230.032) (986.703)Energia adquirida contrato bilateral 3.425.760 3.416.400 (800.504) (687.409)Contratos por cotas de garantia física 3.844.864 3.748.024 (241.406) (120.964)Cotas das Usinas Angra I e Angra II 443.684 454.284 (89.197) (76.150)Energia curto prazo – PLD - 33.835 104.725 (145.579)PROINFA 281.494 272.934 (100.937) (71.002)Ressarcimento de energia - - 4.698 30.272Créditos de PIS e COFINS - - 257.261 273.842Encargos de energia de reserva – EER - - (34.871) (16.316)Custos Variáveis do MCP - - (278.676) (774.749)Total 15.298.920 15.004.004 (2.408.939) (2.574.758)Encargos de uso dos sistemas de transmissão e distribuiçãoEncargos de rede básica (107.801) (118.675)Encargos de conexão (14.173) (8.676)Encargo de uso do sistema de distribuição (8.820) (8.855)Encargo de serviço do sistema – ESS (105.439) (182.074)Encargos de energia de reserva – EER 59 30.496Créditos de PIS e COFINS 25.107 24.478

(211.067) (263.306)(2.620.006) (2.838.064)

(*) Informações não auditadas.20.2 Custo de operação e despesas operacionais

2016 2015Custo / Despesas Ref.: Custos dos serviços Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas Total Total

(Reclassificado)Pessoal (a) (135.181) (52.175) (65.222) (252.578) (232.949)Administradores - - (6.120) (6.120) (5.937)Benefício pós-emprego - - 15.334 15.334 13.432Material (22.334) (306) (2.278) (24.918) (15.782)Combustível para produção de energia (5.392) - - (5.392) (6.315)Serviços de terceiros (307.859) (45.518) (67.933) (421.310) (368.717)Taxa de fiscalização –TFSEE (5.038) - - (5.038) (4.727)Indenizações (188) (158) (62.652) (62.998) (50.260)Amortização (b) (157.564) - (23.056) (180.620) (168.776)Arrendamentos e aluguéis (1.071) (1.085) (972) (3.128) (2.691)Tributos (1.086) (275) (1.110) (2.471) (2.211)Provisões líquidas - PCLD - (10.250) - (10.250) 25.400Perdas contas a receber - (122.114) - (122.114) (118.481)Provisões líquidas – contingências - - 23.587 23.587 4.007Outros custos e despesas (c) 4.648 (1.889) (11.231) (8.472) (48.579)Total custos / despesas (631.065) (233.770) (201.653) (1.066.488) (982.586)

(a) Custo e despesa de pessoal2016 2015

(Reclassificado)Remunerações (118.981) (104.909)Encargos sociais (53.902) (48.735)Auxílio alimentação (14.683) (12.442)Previdência privada e outros benefícios (29.594) (27.037)Rescisões (5.714) (15.302)Férias e 13º salário (24.573) (20.987)Plano de saúde (15.880) (12.981)Contencioso trabalhista (2.269) (1.779)Participação nos lucros e resultados (16.025) (17.464)Encerramento de ordem em curso (1.061) (1.669)(-) Transferências para ordens 30.104 30.356

(252.578) (232.949)(b) Amortização 2016 2015Quota de amortização no exercício (185.184) (171.866)(-) Crédito PIS/COFINS 4.564 3.090

(180.620) (168.776)(c) Outros custos e despesas 2016 2015Seguros (1.611) (1.332)Doações e contribuições (1.227) (628)Recuperação de despesa 10.546 10.094Órgãos de classe do setor elétrico (2.631) (2.223)Despesas de viagem (4.791) (4.194)Consumo próprio e energia elétrica (9.788) (8.447)Propaganda e publicidade (3.484) (6.188)Alimentação (187) (145)Multas regulatórias (14.222) (24.100)Encerramento de ordem (57) (135)Multa recebida por inadimplência 52.421 41.983Violação de prazo (1.069) (1.163)Perda/Alienação/Cancelamento/Desativação (18.268) (44.821)Indenização Danos Elétricos (2.295) (1.339)Estagiário/Bolsista (2.732) (2.416)Outros (9.077) (3.525)Total (8.472) (48.579)

21. RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS2016 2015

Receitas financeiras (Reclassificado)Renda de aplicações financeiras 19.140 29.811Juros e encargos sobre contas de energia em atraso 34.230 32.116Variações monetárias e cambiais 459.244 248.057Instrumentos financeiros derivativos 110.007 288.380Atualização depósitos Judicias 1.619 2.784Atualização do ativo financeiro setorial 135 29.974(-) PIS e COFINS s/receita financeira (6.139) (3.170)Outras receitas financeiras 29.838 4.061

648.074 632.013Despesas financeirasEncargos de dívidas (130.314) (119.673)Variações monetárias e cambiais (347.946) (450.613)Instrumentos financeiros derivativos (310.534) (141.952)Benefícios pós-emprego (24.730) (31.465)Atualização contingências (26.852) (31.649)Outras despesas financeiras (38.080) (35.200)

(878.456) (810.552)Resultado financeiro líquido (230.382) (178.539)

22. SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASA Companhia mantém operações comerciais com partes relacionadas pertencentes ao mesmo grupo econômico, cujos saldos e natureza das transações estão demonstradosa seguir:

Ativo Passivo ResultadoPor empresa Ref. 2016 2015 2016 2015 2016 2015COELBA (b) 75 153 518 599 (4.474) (4.192)TERMOPERNAMBUCO S/A (a1)/(d) - - 304.378 48 (995.192) (688.002)BAGUARI I GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. (a2) - - 398 360 (3.235) (2.959)GOIÁS SUL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. (a2) - - 245 222 (1.993) (1.823)RIO PCH I S.A. (a2) - - 319 289 (2.597) (2.374)SE NARANDIBA S.A. (c) - - 2 2 (19) (22)ENERGÉTICA ÁGUAS DA PEDRA (a2) - - 2.159 1.953 (17.555) (16.047)NEOENERGIA SERVIÇOS LTDA - - - - - (4)AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. (c) - - 17 17 (155) (203)NORTE ENERGIA S.A. (a2) - - 10.093 - (37.983) -TELES PIRES PARTICIPAÇÕES (a2) - - 3.053 - (28.240) -POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. - - 22 - (25) -CALANGO 1 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 40 18 (223) (203)CALANGO 2 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 17 16 (190) (174)CALANGO 3 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 20 18 (223) (203)CALANGO 4 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 18 17 (207) (189)CALANGO 5 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 19 18 (220) (200)MEL 2 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 13 12 (150) (135)ARIZONA 1 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - - 17 (184) (184)CAETITÉ 2 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 16 15 (185) (168)CAETITÉ 3 ENERGIA RENOVÁVEL S/A (a2) - - 17 15 (186) (170)AMARA BRASIL (f) - - 480 331 (4.240) (3.942)CELPOS (g) - - 125.807 133.154 (46.558) (42.318)

75 153 447.651 137.121 (1.144.034) (763.512)ControladoresBANCO BRASIL (h)/(i)/(j) 176.053 303.653 191.946 191.787 (30.498) (31.201)OUTROS MINORITÁRIOS - - 98 186 - -NEOENERGIA S.A. (e)/(k) - - 78 1.173 (799) (792)

176.053 303.653 192.122 193.146 (31.297) (31.993)TOTAL 176.128 303.806 639.773 330.267 (1.175.331) (795.505)CIRCULANTE 160.099 301.898 204.341 25.100 - -NÃO CIRCULANTE 16.029 1.908 435.438 305.167 - -As principais condições relacionadas aos negócios entre partes relacionadas estão descritas a seguir: (a) Contratos de suprimento de energia elétrica nos mercados: a.1)Contratação Bilateral (Iniciais), aprovada pela ANEEL, com vigência até 2024. O contrato é corrigido anualmente pela variação do IGPM dos combustíveis. a.2) Contrataçãono Ambiente Regulado (CCEAR), através dos Leilões de Energia promovidos e regulamentados pela ANEEL. Contratos com vigência entre 2033 e 2044, corrigidos anualmentepela variação do IPCA. (b) Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), com vigência até 2030, corrigidos anualmente pela variação do IGPM. (c) Contrato de Usodo Sistema de Transmissão (CUST), com vigência até 2030, corrigidos anualmente pela variação do IGPM. (d) Contrato de Conexão do Sistema de Transmissão (CCT),com vigência até a extinção da concessão da CELPE, corrigidos anualmente pela variação do IGPM. (e) Contrato de locação de imóveis, com vigência até 2018, corrigidosanualmente pela variação do IGPM. (f) Contratos de prestação de serviços, referente à administração e logística de almoxarifado, corrigido anualmente pela variaçãodo IPCA, com vencimento em 2018. (g) Saldos de planos previdenciários junto a Celpos e de contrato de reconhecimento de dívida junto a esta fundação, com vigênciaaté dezembro de 2023, corrigido pelo INPC + 6% a.a. (h) Contratos de empréstimo com vigência até 2021, corrigidos mensalmente com base no CDI. (i) Contrato deaplicação em títulos e valores mobiliários Fundo de Investimento Restrito (BB Polo 28). (j) Contrato de serviço de arrecadação de faturas de energia com vigência até2017. (k) Dividendos e juros sobre capital próprio. A Administração da Companhia entende que as operações comerciais realizadas com partes relacionadas estão emcondições usuais de mercado. 22.1 Aplicações em fundo de investimento BB Polo 28: A Companhia aplica parte de seus recursos financeiros no Fundo BB Polo28, fundo este restrito as empresas do Grupo Neoenergia, que tem como objetivo investir em ativos financeiros e/ou modalidades operacionais de renda fixa quebusquem acompanhar as variações das taxas de juros praticadas no mercado de depósitos interbancários – CDI e que sejam adequados à política de aplicações derecursos da Companhia. Em 31 de dezembro de 2016, parte dos ativos do Fundo BB Polo 28 são representados por debêntures emitidas por empresas do próprio Grupo.22.2 Remunerações da administração: O montante total de remuneração dos administradores da Companhia, para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016,é de R$ 6.120 (R$ 5.937 em 31 de dezembro de 2015) e refere-se aos valores registrados na contabilidade pelo regime de competência, incluídos neste montanteos Benefícios de Curto Prazo, os Benefícios de Longo Prazo e as verbas decorrentes das rescisões contratuais. Observado o regime de caixa, a AGO realizada em 26de abril de 2016, aprovou o montante de até R$ 4.392 de remuneração global anual aos administradores para o exercício de 2016. Observado também o critério decaixa, o valor realizado até dezembro de 2016 foi de R$ 6.504, dos quais o valor relativo a indenizações por rescisões contratuais representa R$ 2.321 que, pelanatureza indenizatória, em razão de rescisões antecipadas e não previstas, não foram computados no montante da remuneração global anual aprovada pela AGO.

23. GESTÃO DE RISCOS FINANCEIROSa) Considerações gerais e políticas: A gestão dos riscos financeiros da Companhia segue o proposto na Política Financeira, do Grupo Neoenergia, aprovada peloConselho de Administração, e demais normativos. Dentre as diretrizes previstas na Política e nos demais normativos estão: proteção cambial da totalidade da

dívida em moeda estrangeira, buscar o financiamento dos investimentos junto a bancos de fomento, alongamento de prazos, evitar concentração de vencimentos ediversificar tanto instrumentos financeiros quanto contrapartes. Além disso, a utilização de derivativos tem como propósito único a proteção com relação a eventuaisexposições de moedas ou taxas de juros, de forma que é proibida a contratação de derivativos exóticos ou com propósitos especulativos. O monitoramento dos riscosé feito através de uma gestão de controles que tem como objetivo o acompanhamento contínuo das operações contratadas e do cumprimento dos limites de riscoaprovados. A Companhia está exposta a diversos riscos financeiros, dentre os quais se destacam os riscos de mercado (risco cambial, risco de taxa de juros e deíndice de preços, dentre outros), de crédito e de liquidez. b) Gestão de capital: A Companhia administra seu capital com o objetivo de salvaguardar a continuidadede seus negócios no longo prazo, oferecendo retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas e buscando manter uma estrutura ótima de capitalque reduza seu custo de capital. Sempre que necessário para adequar sua estrutura de capital, a Administração pode propor a revisão da política de pagamentode dividendos, a devolução de capital aos acionistas, a emissão de novas ações ou ainda a venda de ativos, dentre outras ações de adequação de estrutura decapital. c) Gestão de risco de mercado: Risco cambial: A Companhia, visando assegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeitoseu passivo com exposição cambial não afetem seu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de dezembro de 2016, operações de “hedge” cambial, representando100% do endividamento com exposição cambial. Risco de taxas de juros e índice de preços: Este risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer emperdas por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros indexadores de dívida, tais como índices de preço, que aumentem as despesas financeiras relativasa empréstimos e financiamentos captados no mercado. A Companhia, com o objetivo de acompanhar a taxa de juros do mercado refletida no CDI e reduzir suaexposição a taxas prefixadas, possui derivativo e utiliza swap de taxa prefixada para CDI. Ainda assim, a Companhia monitora continuamente as taxas de juros demercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contratação de proteção contra o risco de volatilidade dessas taxas. d) Gestão de risco de liquidez: Orisco de liquidez é caracterizado pela possibilidade da Companhia não honrar com seus compromissos no vencimento. A política financeira adotada pela Companhiabusca constantemente a mitigação do risco de liquidez, tendo como principais pontos o alongamento de prazos dos empréstimos e financiamentos, desconcentraçãode vencimentos, diversificação de instrumentos financeiros e o hedge da dívida em moeda estrangeira. O permanente monitoramento do fluxo de caixa permite aidentificação de eventuais necessidades de captação de recursos, com a antecedência necessária para a estruturação e escolha das melhores fontes. Havendo sobrasde caixa são realizadas aplicações financeiras para os recursos excedentes com base na política de crédito da Companhia, com o objetivo de preservar a liquideze mitigar o risco de crédito (atribuído ao rating das instituições financeiras). As aplicações são concentradas em fundos restritos a empresas do Grupo Neoenergiae têm como diretriz alocar ao máximo os recursos em ativos com liquidez diária. Em 31 de dezembro 2016, a Companhia mantinha um total de aplicações no curtoprazo de R$ 160.024, sendo R$ 158.243 em fundos restritos e R$ 1.782 em outros ativos. A tabela abaixo demonstra o valor total do fluxo de obrigações monetizáveisda Companhia, por faixa de vencimento, correspondente ao período remanescente contratual.

Valor contábil Fluxo de caixa contratual total 2017 2018 2019 2020 2021 Acima de 5 anosPassivos financeiros não derivativos:Empréstimos e financiamentos 1.848.031 2.285.008 790.053 536.010 363.419 239.870 189.801 165.855Debêntures 376.106 444.437 99.652 181.692 163.093 - - -Fornecedores 710.682 710.682 531.559 138.847 - - - 40.276

Passivos financeirosSwap cambial (1.550) (27.418) 46.355 (60.159) (13.614) - - -

e) Gestão de risco de crédito: O risco surge da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de converter em caixa seus ativosfinanceiros. Para os ativos financeiros oriundo da principal atividade realizada pela Companhia, de distribuição de energia, existem limitações impostas pelo órgão regu-lador, onde cabe a esse agente determinar alguns processos operacionais e administrativos, dentre eles, políticas de cobrança e mitigação dos riscos de crédito de seusparticipantes, os consumidores livres e cativos, concessionárias e permissionárias. Para os demais ativos financeiros classificados como caixa e equivalentes e títulos evalores mobiliários a Companhia segue as disposições da sua política de crédito que tem como objetivo a mitigação do risco de crédito através da diversificação junto àsinstituições financeiras, centralizando as aplicações em instituições de primeira linha. A seguir são apresentados os principais tipos de exposição a crédito da Companhiadada à natureza de seu negócio: Risco de crédito junto a consumidores: Sua principal exposição de risco de crédito é oriunda da possibilidade da Companhia vir a incorrerem perdas, resultante da dificuldade de recebimento de valores faturados aos seus consumidores. Para reduzir esse tipo de risco e auxiliar no gerenciamento do riscode inadimplência, a Companhia monitora as contas a receber de consumidores realizando diversas ações de cobrança, incluindo a interrupção do fornecimento, caso oconsumidor deixe de realizar seus pagamentos. Neste caso, o risco de crédito é baixo devido à grande pulverização da carteira. Todas as ações de cobrança realizadasestão em conformidade com a regulamentação regulatória. Risco de crédito junto a instituições financeiras: As operações envolvendo caixa e equivalentes de caixa, títulose valores mobiliários e derivativos são realizadas com instituições financeiras com boa qualidade de crédito. É realizado ainda o acompanhamento periódico da exposiçãocom cada contraparte e da qualidade de crédito das mesmas e dos ratings de longo prazo em escala nacional e global publicados pelas agências de avaliações paraas principais instituições financeiras com as quais a Companhia mantinha operações em aberto em 31 de dezembro de 2016. A seguir demonstramos a exposição totalde crédito detida em ativos financeiros pela Companhia. Os montantes estão demonstrados em sua integralidade sem considerar nenhum saldo de provisão de reduçãopara recuperabilidade do ativo.

2016 2015Mensurados pelo valor justo por meio do resultadoCaixa e equivalentes de caixa 181.901 316.553Títulos e valores mobiliários 17.391 1.665Empréstimos e recebíveisContas a receber de clientes e outros 1.576.650 1.636.017Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros - 106.867

Mantidos até o vencimentoTítulos e valores mobiliários 419 349

Disponível para vendaConcessão do Serviço Público (ativo financeiro) 1.084.053 718.427

f) Informações complementares sobre os instrumentos derivativos: Em 31 de dezembro de 2016 não havia valor de margem depositado referente a posições comderivativos assim como nenhuma das operações contratada teve custo inicial associado. Os contratos de derivativos, considerados instrumentos de hedge de valor justo,vigentes em 31 de dezembro de 2016 e 2015 estão apresentados a seguir:

Valores de ReferênciaEfeito acumula-

do 2016Moeda

Estrangeira Moeda Local Valor Justo

DescriçãoContra-parte

Data dosContratos

Data deVencimento Posição 2016 2015 2016 2015 2016 2015

Valor a receber/recebido - apagar/pago

Contratos de swaps:

AtivaBanco

Citibank 30/06/08 30/06/26 Euro + 2% a.a. EUR 231 EUR 242 799 1.124 904 1.204Passiva 72,5% do CDI 610 659 (610) (624)Risco de Crédito 2 -

296 580 (18)

AtivaBanco

Citibank 30/06/08 30/06/16 Euro + 4% a.a. EUR 0 EUR 240 - 2.061 - 940Passiva 92% do CDI - 1.347 - (723)

- 217 259

AtivaBanco

Citibank 03/12/13 03/12/18

USD + 1,1765*(Libor 3M + 0,97%

a.a.)USD

17.020USD

17.018 55.495 67.611 55.032 63.778Passiva 104,5% do CDI 39.496 39.482 (39.496) (39.510)Risco de Crédito (7) -

15.529 24.268 (4.291)

AtivaBanco

Citibank 29/08/14 29/08/18

USD + 1,1765*(Libor 3M + 0,989%

a.a.)USD

24.183USD

24.173 78.846 96.041 77.891 89.787Passiva 107,34% do CDI 55.694 55.650 (55.694) (55.686)Risco de Crédito (23) -

22.174 34.101 (6.213)

AtivaBanco

Santander 05/02/16 07/08/17 USD + 5,8111% a.a.USD

39.070USD

48.751 129.497 193.187 129.545 194.221Passiva 124,80% do CDI 160.129 141.040 (160.131) (146.407)Risco de Crédito (304) -

(30.890) 47.814 32.326

AtivaBanco

Santander 09/02/15 09/02/17 USD + 3,2885% a.a.USD

23.781USD

23.929 78.246 94.528 77.936 92.802Passiva 110,4% do CDI 68.788 66.314 (68.789) (68.836)Risco de Crédito (44) -

9.103 23.966 (7.003)

AtivaBancoItaú 09/02/15 09/02/17 USD + 3,2655% a.a.

USD23.809

USD23.975 78.296 94.617 78.001 93.077

Passiva 108,8% do CDI 68.732 66.317 (68.732) (68.779)Risco de Crédito (45) -

9.224 24.298 (6.873)

AtivaBancoItaú 05/02/16 07/08/17 USD + 3,5650% a.a.

USD25.533 - 84.037 - 84.392 -

Passiva 124,80% do CDI 106.753 - (106.753) -Risco de Crédito (222) -

(22.583) - (7.051)

Ativa HSBC 09/04/15 09/04/18USD+1,1765* (Libor

3M + 1,4% a.a.)USD

43.867USD

43.837 143.162 175.888 142.543 166.016Passiva 107,40% do CDI 144.311 144.610 (144.311) (144.489)Risco de Crédito 5 -

(1.763) 21.527 (16.582)

AtivaBancoItaú 08/09/16 06/09/19 USD + 5,0400% a.a.

USD27.808 - 91.834 - 95.022 -

Passiva 125,00% do CDI 94.650 - (94.650) -372 - -

Ativa ABC 01/09/16 01/03/17 USD + 4,1300% a.a. USD 6.194 - 20.143 - 20.112 -Passiva 120,00% do CDI 20.024 - (20.024) -

88 - (744)1.550 176.771 (16.190)

g) Análise de sensibilidade: A análise a seguir estima o valor potencial dos instrumentos em cenários hipotéticos de stress dos principais fatores de risco de mercadoque impactam cada uma das posições, mantendo-se todas as outras variáveis constantes. - Cenário Provável: Foram projetados os encargos e rendimentos para operíodo seguinte, considerando os saldos, as taxas de câmbio e/ou taxas de juros vigentes ao final do período. - Cenário II: Esta projeção foi majorada em 25% emrelação ao cenário provável. - Cenário III: Esta projeção foi majorada em 50% em relação ao cenário provável. Para os rendimentos das aplicações financeiras, os ce-nários II e III consideram uma redução de 25% e 50%, respectivamente, em relação ao cenário provável. Para a análise de sensibilidade dos instrumentos financeirosderivativos a Companhia entende que há necessidade de considerar os passivos com exposição à flutuação das taxas de câmbio protegidos pelos mesmos e que seencontram registrados no balanço patrimonial. Como 100% das dívidas em moeda estrangeira estão protegidas por swaps, o risco de variação da taxa de câmbio dodólar é irrelevante, conforme demonstrado no quadro a seguir:Operação Moeda Risco Cotação Saldo Cenário provável Cenário (II) Cenário (III)Dívida em Dólar Dólar($) Alta do Dólar 3,2591 (757.829) (5.658) (7.072) (8.487)Swap Ponta Ativa em Dólar 759.556 6.995 8.744 10.492Exposição Líquida 1.337 1.672 2.005Dívida em Euro Euro(€) Alta do Euro 3,4384 (752) (4) (5) (6)Swap Ponta Ativa em Euro 752 4 5 6Exposição Líquida - - -A tabela abaixo demonstra a perda (ganho) devido a variação das taxas de juros que poderá ser reconhecida no resultado da Companhia no exercício seguinte, casoocorra um dos cenários apresentados abaixo:Operação Indexador Risco Taxa no período Saldo Cenário provável Cenário (II) Cenário (III)Ativos financeirosAplicações financeiras em CDI CDI Queda do CDI 13,63% 176.053 5.714 4.336 2.925Passivos financeirosDívidas em CDI CDI Alta do CDI 13,63% 721.316 26.318 32.480 38.494Swap – ponta passiva em CDI CDI Alta do CDI 13,63% 669.379 24.668 30.440 36.072Dívida em TJLP TJLP Alta da TJLP 7,50% 414.292 9.972 11.914 13.856Dívida em Selic SELIC Alta da SELIC 13,65% 127.556 4.829 5.812 6.773h) Estimativa a Valor justo: O quadro a seguir apresenta os valores contábeis e justo dos instrumentos financeiros da Companhia em 31 de dezembro de 2016 e 2015:

2016 2015Contábil Valor justo Contábil Valor justo

Ativos financeiros (Circulante / Não circulante)Empréstimos e recebíveis 1.009.933 1.009.933 1.186.417 1.186.417

Contas a receber de clientes e outros 1.009.933 1.009.933 1.079.550 1.079.550Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros - - 106.867 106.867

Mantidos até o vencimento 419 419 349 349Títulos e valores mobiliários 419 419 349 349

Mensurados pelo valor justo por meio do resultado 261.816 261.816 504.987 504.987Caixa e equivalentes de caixa 181.901 181.901 316.553 316.553Títulos e valores mobiliários 17.391 17.391 1.665 1.665Swap cambial 62.524 62.524 186.769 186.769

Disponível para venda 1.084.053 1.084.053 718.427 718.427Concessão do Serviço Público (ativo financeiro) 1.084.053 1.084.053 718.427 718.427

Passivos financeiros (Circulante / Não circulante)Mensurado pelo custo amortizado 2.253.528 2.252.280 1.923.650 1.924.037

Fornecedores 710.682 710.682 695.254 695.254Empréstimos e financiamentos 1.088.449 1.088.449 1.006.315 1.006.315Debêntures 376.106 374.858 222.081 222.468Valores a compensar da parcela A e outros itens financeiros 78.291 78.291 - -

Mensurados pelo valor justo por meio do resultado 820.556 820.556 709.038 709.038Empréstimos e financiamentos 759.582 759.582 699.040 699.040Swap cambial 60.974 60.974 9.998 9.998

A Companhia entende que valor justo de contas a receber e fornecedores, por possuir a maior parte dos seus vencimentos no curto prazo, já esta refletido em seu valor

COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO S.A. | CNPJ nº 10.835.932/0001-08 | CVM nº 01436-2 | Companhia Aberta

contábil. Assim como para os títulos e valores mobiliários classificados como mantidos até o vencimento. Nessecaso a Companhia entende que o seu valor justo é similar ao valor contábil registrado, pois estes têm taxas dejuros indexadas à curva DI (Depósitos Interfinanceiros) que reflete as variações das condições de mercado. Paraos passivos financeiros classificados e mensurados ao custo amortizado a metodologia utilizada é a de taxas dejuros efetiva. Essas operações são bilaterais e não possuem mercado ativo nem outra fonte similar com condiçõescomparáveis as já apresentadas que possam ser parâmetro a determinação de seus valores justos. Dessa forma, osvalores contábeis refletem o valor justo da operação. Os ativos financeiros classificados como mensurados a valorjusto estão, em sua maioria, aplicados em fundos restritos, dessa forma o valor justo está refletido no valor da cotado fundo. Para os passivos financeiros (empréstimos) classificados como mensurados a valor justo incluindo os ins-trumentos financeiros derivativos com a finalidade de proteção (hedge), a Companhia mensura o valor justo atravésdo valor presente dos fluxos projetados considerando características contratuais de cada operação. A metodologiaadotada consiste em calcular o valor presente dos fluxos futuros da dívida e das pontas ativa e passiva do swap.A Companhia entende que adotando a metodologia descrita acima reflete o preço que seria recebido pela venda deum ativo ou que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçada entre participantes domercado na data de mensuração. A mensuração contábil da indenização e dos recebíveis decorrente da concessãoé feita mediante a aplicação de critérios regulatórios contratuais e legais. Para esses ativos não existe mercadoativo, e uma vez que todas as características contratuais estão refletidas nos valores contabilizados. A Companhiaentende que o valor contábil registrado reflete os seus valores justos. Hierarquia de valor justo: A tabela a seguirapresenta os instrumentos financeiros classificados como mensurados a valor justo por meio do resultado, de acordocom o nível de mensuração de cada um, considerando a seguinte classificação: • Nível 1 - Preços negociados (semajustes) em mercados ativos para ativos idênticos ou passivos. • Nível 2 - Inputs diferentes dos preços negociadosem mercados ativos incluídos no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (como preços) ouindiretamente (derivados dos preços). • Nível 3 - Inputs para o ativo ou passivo que não são baseados em variáveisobserváveis de mercado (inputs não observáveis).Ativos Nível 1 Nível 2 Nível 3 TotalAtivos financeirosDisponível para vendaConcessão do Serviço Público (ativo financeiro) - - 1.084.053 1.084.053

Mantidos para negociaçãoCaixa e equivalentes de caixa 23.658 158.243 - 181.901Títulos e valores mobiliários - 17.391 - 17.391Mensurados pelo valor justo por meio do resultadoSwap cambial - 62.524 - 62.524

PassivosPassivos financeirosMensurados pelo valor justo por meio do resultadoEmpréstimos e Financiamentos - 759.582 - 759.582Outros passivos financeirosSwap cambial - 60.974 - 60.974

23.658 1.058.714 1.084.053 2.166.425

24. COMPROMISSOSOs compromissos relacionados a contratos de longo prazo para compra de energia são como segue:

Vigência 2018 2019 2020 2021 2022 Após 20222018 a 2030 2.797.733 2.987.167 3.342.408 3.647.040 3.976.643 47.774.519Os valores relativos aos contratos de compra de energia, cuja vigência varia de 8 a 30 anos, representam o volumetotal contratado e a contratar pelo preço corrente no final do exercício de 2016, e foram homologados pela ANEEL,que atendem os compromissos impostos pela legislação. A Companhia efetuou uma análise dos compromissos deenergia contratados que excedem o limite de 5% de sobrecontratação, os quais eventualmente podem não ser consi-derados para repasse na tarifa por serem considerados voluntários. De acordo com as projeções de demanda e esti-mativa de preços de mercado, os resultados observados não foram considerados significativos para suas operações.

25. BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO E OUTROS BENEFÍCIOSA Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano de Benefícios Previdenciáriosno 4, na modalidade BD e Plano Misto de Benefícios Previdenciários no 1). As contribuições correntes (da patrocina-dora e dos participantes, na paridade de 1 para 1) destinam-se à cobertura dos benefícios a serem pagos aos parti-cipantes, acumulados desde a sua admissão no plano. No exercício findo em 31 de dezembro de 2016, a Companhiaefetuou contribuições a CELPOS no montante de R$ 24.297 (R$ 22.926 em 31 de dezembro 2015). As contribuiçõesprovisionadas durante o exercício foram as seguintes:

2016 2015Custo do Imobilizado em Curso (2.455) (2.533)Despesas Operacionais (19.317) (18.285)

(21.772) (20.818)Com o propósito de anular o passivo atuarial correspondente à parcela apropriada ao resultado, equivalente a 4/5, aCompanhia firmou com a Celpos, no exercício de 2001, um instrumento contratual previsto para ser amortizado atéo ano de 2022, de valores referentes às reservas a amortizar e a outros passivos atuariais a amortizar existentes. Osvalores reconhecidos no passivo estão apresentados da seguinte forma:

Circulante Não Circulante2016 2015 2016 2015

Contrato de reconhecimento de dívidaBenefícios a conceder 17.521 16.273 104.654 113.322

17.521 16.273 104.654 113.322Contribuição da patrocinadoraObrigação atuarial - - 120.949 78.965Desligados PDV 2 8 (15) 23

2 8 120.934 78.98817.523 16.281 225.588 192.310

Deliberação CVM nº 695 – CPC 33 – Benefícios a empregados: A Deliberação CVM 695/12 de 13 de dezembro de2012, em linha com os procedimentos contábeis estabelecidos no CPC 33 – Benefícios a Empregados determinao registro de um passivo quando o montante das obrigações ultrapassa o valor dos ativos do plano de benefí-cios, e de um ativo quando o montante dos ativos supera o valor das obrigações do plano. Nesta última hipótese,o ativo somente deverá ser registrado quando existirem evidências de que este poderá reduzir efetivamente ascontribuições da patrocinadora ou que será reembolsável no futuro. Os ganhos e perdas atuariais deverão serreconhecidos em outros resultados abrangentes retrospectivamente. A avaliação atuarial dos planos de be-nefícios definidos é calculada pelo método do crédito unitário projetado. O ativo líquido do plano de benefíciosé avaliado pelos valores de mercado (marcação a mercado). As premissas econômicas e financeiras para efei-tos dessa avaliação atuarial são discutidas com os atuários independentes e aprovadas pela Administração daCompanhia. O parecer atuarial, emitido por atuário independente, considerando a situação econômico-financeirados planos previdenciários mantidos pela CELPOS, em 31 de dezembro de 2016 está resumido a seguir, bem como asdemais informações requeridas pela Deliberação CVM nº 695, de 13 de dezembro de 2012. As principais premissaseconômicas adotadas para os cálculos atuariais referentes aos exercícios de 2016 e 2015 foram:

CD BD

Planos de benefício / Contribuição 2016 2015 2016 2015Taxa de desconto nominal para a

obrigação atuarial 11,83% 13,15% 11,83% 13,15%Taxa de rendimento nominal esperada

sobre os ativos do plano 11,83% 13,15% 11,83% 13,15%Índice estimado de aumento nominal dos

salários 7,08% 7,08% 7,08% 7,08%Índice estimado de aumento nominal dos

benefícios Não aplicável Não aplicável 5,5% 5,5%

Taxa estimada de inflação no longo prazo 5,5% 5,5% 5,5% 5,5%

Taxa de rotatividade esperada0,15 / (tempo de

serviço + 1)0,15 / (tempo de

serviço + 1) Nula Nula

Fator de capacidade 0,98 0,98 0,98 0,98

Tábua biométrica de mortalidade geralAT-2000

MasculinaAT-2000

MasculinaAT-2000

MasculinaAT-2000

MasculinaTábua biométrica de mortalidade

de inválidos Não aplicável Não aplicávelAT-83 mas-

culinaAT-83 mas-

culina

Tábua biométrica de entrada em invalidez Ligth-Fraca Ligth-Fraca Ligth-Fraca Ligth-Fraca

Probabilidade de ingresso emaposentadoria Não aplicável Não aplicável

100% na datada aposentado-

ria normal

100% na datada aposentado-

ria normalTotal previsto de pagamentos de benefícios pelo plano:

Menos de 1 ano Entre 1-2 anos Entre 2-5 anos Mais de 5 anos TotalEm 31 de dezembro de 2016Benefícios de aposentadoria - CD 303 286 870 1.504 2.963Benefícios de aposentadoria - BD 85.510 84.996 250.451 390.073 811.030

Demonstramos a seguir os valores reconhecidos no ativo, passivo, demonstração de resultado e resultado abrangen-te, relacionados aos planos previdenciários e assistencial em 31 de dezembro de 2016 e 2015:

2016 2015Valor Reconhecido no BalançoBenefícios de previdência - CD 1.411 910Benefícios de previdência - BD (243.111) (208.591)

(241.700) (207.681)Despesas reconhecidas na demonstração de resultado liquidas de contribuiçõesdo empregador revertidas no anoBenefícios de previdência - CD 55 38Benefícios de previdência - BD (24.259) (31.949)

(24.204) (31.911)Redimensionamentos atuariais reconhecidos no resultado abrangente no exercícioBenefícios de previdência - CD 80 (980)Benefícios de previdência - BD (49.446) 76.642

(49.366) 75.662Os valores reconhecidos no resultado são os seguintes:

Plano CD Plano BD

2016 2015 2016 2015

Custo do Serviço Corrente (139) (117) 470 (484)

Custo dos juros líquido de contribuições do empregador revertidas no ano 194 155 (24.729) (31.465)

Total incluído no resultado 55 38 (24.259) (31.949)As movimentações no valor presente da obrigação com benefício definido e contribuição definida são, respectiva-mente, as seguintes:

CD BDEm 31 de dezembro de 2015 (1.327) (780.089)Custo do serviço corrente (139) 470Custo dos juros (159) (97.585)Contribuições dos participantes do plano (32) (2.390)Benefício pago pelo plano - 75.553Redimensionamento atuarialPremissas financeiras (94) (88.568)Experiência do plano 13 (27.679)Em 31 de dezembro de 2016 (1.738) (920.288)As movimentações no valor justo dos ativos do plano de benefício definido e do plano de contribuição definida são,respectivamente, as seguintes:

CD BDEm 31 de dezembro de 2015 8.034 571.498Receita de juros sobre os ativos do plano 1.115 72.855Redimensionamento atuarialContribuições do empregador 366 39.185Contribuições de empregados 32 2.390Benefícios pagos - (75.553)Juros sobre valor justo (317) 66.802Em 31 de dezembro de 2016 9.230 677.177

RELATÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASAos Administradores e Acionistas da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE - Recife - PEOpiniãoExaminamos as demonstrações financeiras da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe (“Companhia”) quecompreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2016 e as respectivas demonstrações do resultado,do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessadata, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindo o resumo das principais políticas contábeis.Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os as-pectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe em 31 dedezembro de 2016, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data,de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro(IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB).Base para opiniãoNossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas respon-sabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir intitulada “Responsabilidadesdo auditor pela auditoria das demonstrações financeiras”. Somos independentes em relação à Companhia deacordo com os princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normasprofissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade e cumprimos com as demais responsabilidadeséticas de acordo com essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriadapara fundamentar nossa opinião.Principais assuntos de auditoriaPrincipais assuntos de auditoria são aqueles que, em nosso julgamento profissional, foram os mais significativosem nossa auditoria do exercício corrente. Esses assuntos foram tratados no contexto de nossa auditoria das de-monstrações financeiras como um todo e na formação de nossa opinião sobre essas demonstrações financeiras e,portanto, não expressamos uma opinião separada sobre esses assuntos. Reconhecimento da receita não faturada:Parte das receitas reconhecidas pela Companhia referem-se a serviços prestados e não faturados aos consumido-res finais (“receitas não faturadas”), uma vez que o faturamento é efetuado tomando como base ciclos de leituraque em alguns casos se sucedem ao período de encerramento contábil. O saldo de contas a receber derivado dofornecimento não faturado totaliza R$ 155.018 mil em 31 de dezembro de 2016 e está divulgado na nota 6 às de-monstrações financeiras. O cálculo da receita não faturada é um assunto significativo para a nossa auditoria daCompanhia devido à relevância dos valores envolvidos e às especificidades atreladas ao processo de estimativa, oqual leva em consideração dados históricos, parametrização de sistemas, além de julgamentos por parte da Admi-nistração acerca da estimativa de consumo por parte dos consumidores, a fim de garantir que a receita seja con-tabilizada na competência correta. Nossos procedimentos incluíram, entre outros, a avaliação do desenho e daeficácia operacional dos controles internos implementados pela Companhia para o cálculo da receita não faturada,incluindo a compreensão e documentação do processo de estimativa, determinação e revisão das premissas porparte da Administração. Utilizamos também os nossos especialistas em auditoria de sistemas para testar a inte-gridade e precisão dos dados e relatórios extraídos do sistema de faturamento e que são utilizados na realizaçãodos cálculos da estimativa de receita não faturada, além do recálculo destas receitas. Adicionalmente, avaliamosa adequação das divulgações da Companhia sobre este assunto. Infraestrutura da concessão: Conforme divulgadona nota 10 às demonstrações financeiras, em 31 de dezembro de 2016, a Companhia possui registrado ativo finan-ceiro e intangível da concessão nos montantes de R$ 1.084.053 mil e R$ 2.547.474 mil, respectivamente, que re-presentam a infraestrutura da concessão. O valor dos investimentos aplicados na infraestrutura a serviço daconcessão é parte essencial na metodologia aplicada pelo poder concedente para definição da tarifa a ser cobradapela Companhia aos consumidores finais, nos termos do Contrato de Concessão. A definição de quais gastos sãoelegíveis e que devem ser capitalizados como custo da infraestrutura é passível de julgamento por parte da Admi-nistração. Durante o ano de 2016, a Companhia reconheceu em seu ativo investimentos na infraestrutura da con-cessão no montante de R$ 802.469 mil. Adicionalmente, a determinação dos gastos que se qualificam como inves-timento na infraestrutura da concessão também impacta diretamente a avaliação do ativo financeiro da conces-são, que representa a parcela dos investimentos efetuados pela Companhia e que não serão completamenteamortizados ao final do prazo de concessão, e serão indenizados pelo poder concedente. Devido às especificidadesatreladas ao processo de capitalização e avaliação subsequente de gastos com infraestrutura, além da magnitudedos montantes envolvidos, consideramos esse assunto relevante para a nossa auditoria. Nossos procedimentos deauditoria envolveram, entre outros, a avaliação do desenho e da eficácia operacional dos controles internos imple-mentados pela Companhia sobre a contabilização dos investimentos em infraestrutura, incluindo o rateio doscustos indiretos, as políticas estabelecidas pela Companhia para tal contabilização e sua aplicabilidade às nor-mas contábeis vigentes, e a comparação dos custos com os dados históricos e os padrões observáveis da indústria.Recalculamos também o valor do ativo financeiro registrado pela Companhia e confrontamos os inputs relaciona-dos ao cálculo com informações externas de mercado e critérios estabelecidas pelo poder concedente, além deavaliar as variações ocorridas nas últimas revisões tarifárias. Adicionalmente, avaliamos a adequação das divul-gações da Companhia sobre este assunto. Provisões para riscos fiscais, trabalhistas e cíveis: Conforme divulgadona nota 16, a Companhia é parte em diversos processos fiscais, trabalhistas e cíveis, cujo valor agregado totalizaR$ 2.007.506 mil em 31 de dezembro de 2016, para os quais nenhuma provisão foi constituída considerando quea sua probabilidade de perda foi avaliada como possível. Desse montante, R$ 1.293.928 mil se referem a ações denatureza tributária. Focamos nesta área devido à relevância dos valores envolvidos nos processos, ao grau de jul-gamento envolvido na determinação se uma provisão deve ser constituída, sua estimativa de valor e a probabili-dade de desembolso financeiro, bem como pela complexidade dos assuntos e do ambiente tributário no Brasil.Nossos procedimentos incluíram, dentre outros, a utilização de especialistas em tributos para nos auxiliar naavaliação das opiniões legais obtidas pela Companhia, bem como na realização de reuniões periódicas com a Ad-ministração e revisão das atas do Conselho de Administração para discutir a evolução dos principais processosjudiciais em aberto. Também obtivemos cartas de confirmação dos consultores jurídicos externos da Companhia, afim de comparar suas avaliações acerca das causas em aberto com as posições consideradas pela Administração.Adicionalmente, avaliamos a adequação das divulgações sobre esses assuntos que estão mencionados nas notas9 e 16 às demonstrações financeiras e, especificamente sobre as contingências mais significativas. Planos debenefícios pós emprego: Em 31 de dezembro de 2016, as obrigações atuariais líquidas relacionadas aos planos debenefícios pós emprego patrocinados pela Companhia e apuradas de acordo com laudo atuarial emitido por seuatuário consultor totalizam R$ 241.700 mil. Focamos nesta área devido à magnitude dos montantes reconhecidosno passivo, além do grau de julgamento associado ao processo de mensuração do passivo, que inclui premissascomplexas, tais como taxas de juros de longo prazo, taxas de rendimento dos ativos dos planos, índice de aumentosalarial, rotatividade, mortalidade, taxas de desconto e inflação. Variações nestas premissas podem ter um impac-to material sobre os montantes reconhecidos nas demonstrações financeiras. Durante nossos exames de auditoria,envolvemos especialistas da área atuarial para nos auxiliar na avaliação das premissas utilizadas no cálculo dosativos e passivos atuariais dos planos de benefícios pós emprego, descritas na nota 25 às demonstrações finan-ceiras. Confrontamos estas premissas com dados de mercado comparáveis e parâmetros de referência desenvol-vidos internamente a partir de cálculos independentes efetuados como parte de nossos procedimentos. Adicional-mente, nossos especialistas da área atuarial nos auxiliaram na realização de procedimentos voltados à identifica-ção de eventuais planos de benefícios pós emprego que não tivessem sido previamente identificados e na avaliaçãoda adequação das divulgações realizadas pela Companhia. Instrumentos financeiros derivativos e gestão de índi-ces financeiros: A Companhia possui instrumentos financeiros derivativos para minimizar os riscos de taxas dejuros e cambial das suas operações de empréstimos e financiamentos. Tais empréstimos e financiamentos, emalguns casos, possuem índices financeiros (covenants) que precisam ser alcançados. Parte desses instrumentosfinanceiros derivativos foi designada como instrumento de hedge de valor justo, sendo aplicada pela Companhia acontabilidade de hedge (hedge accounting). Consequentemente, os ganhos ou perdas resultantes da mensuração

do valor justo desses instrumentos, bem como do valor justo dos respectivos empréstimos e financiamentos objetode hedge, são registrados no resultado do exercício. Em 31 de dezembro de 2016, o resultado dessas operaçõestotalizou R$ 201.393 mil. A utilização de instrumentos financeiros derivativos, a designação como instrumento dehedge e a mensuração do valor justo de tais instrumentos é complexa. Além disso, há o risco de que ganhos ouperdas decorrentes de operações de hedge não sejam adequadamente apurados, resultando em um impactosignificativo nas demonstrações financeiras e em índices financeiros. Em função dos requisitos técnicos que sãoaplicáveis na utilização da contabilidade de hedge e ao eventual impacto da aplicação incorreta desses requisi-tos, consideramos esse assunto significativo em nossa auditoria. Durante nossos exames de auditoria, envolve-mos especialistas em instrumentos financeiros para nos auxiliar na revisão dos cálculos de valor justo dos deri-vativos e dos empréstimos dos quais são objeto do hedge. Testamos com base em uma amostra de transações, sea documentação dessas operações de hedge é apropriada para a designação como contabilidade de hedge. Alémdisto, avaliamos o cálculo da efetividade das relações de hedge e a contabilização da estrutura de contabilidadede hedge, bem como testamos o cálculo dos índices financeiros dos empréstimos e financiamentos e debêntures.Adicionalmente, avaliamos a adequação das divulgações da Companhia sobre estes assuntos, que estão mencio-nadas no resumo de políticas contábeis (nota 2.4) e nas notas 12 e 23 às demonstrações financeiras.Outros assuntos - Demonstração do valor adicionadoA demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, elaboradasob a responsabilidade da administração da Companhia, e apresentada como informação suplementar para finsde IFRS, foi submetida a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstraçõesfinanceiras da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essa demonstração está conciliadacom as demonstrações financeiras e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estãode acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado.Em nossa opinião, essa demonstração do valor adicionado foi adequadamente preparada, em todos os aspectosrelevantes, segundo os critérios definidos nesse Pronunciamento Técnico e são consistentes em relação às de-monstrações financeiras tomadas em conjunto.Outras informações que acompanham as demonstrações financeiras e o relatório do auditorA Administração da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório daAdministração. Nossa opinião sobre as demonstrações financeiras não abrange o Relatório da Administração enão expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esse relatório. Em conexão com a auditoria dasdemonstrações financeiras, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da Administração e, ao fazê-lo, consi-derar se esse relatório está, de forma relevante, inconsistente com as demonstrações financeiras ou com nossoconhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparenta estar distorcido de forma relevante. Se, com baseno trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no Relatório da Administração somos requeridos acomunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito.Responsabilidades da administração e da governança pelas demonstrações financeirasA Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras de acordocom as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidaspelo International Accounting Standards Board (IASB), e pelos controles internos que ela determinou como neces-sários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentementese causada por fraude ou erro. Na elaboração das demonstrações financeiras, a Administração é responsável pelaavaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacio-nados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações financei-ras a não ser que a Administração pretenda liquidar a Companhia ou cessar suas operações, ou não tenha nenhu-ma alternativa realista para evitar o encerramento das operações. Os responsáveis pela governança da Companhiasão aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das demonstrações financeiras.Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeirasNossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras, tomadas em conjunto, estãolivres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de audito-ria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas não uma garantia de quea auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam aseventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são con-sideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectivarazoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações financeiras.Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemosjulgamento profissional, e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso: • Identificamose avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causadapor fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem comoobtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecçãode distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envol-ver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais.• Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentosde auditoria apropriados às circunstâncias, mas não com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficáciados controles internos da Companhia.• Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoa-bilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela Administração. • Concluímos sobre aadequação do uso, pela Administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidên-cias de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levan-tar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se concluirmosque existe incerteza relevante devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivasdivulgações nas demonstrações financeiras ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações foreminadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nossorelatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais se manter em continui-dade operacional. • Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras,inclusive as divulgações e se as demonstrações financeiras representam as correspondentes transações e oseventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada. Comunicamo-nos com os respon-sáveis pela governança a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e dasconstatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internosque identificamos durante nossos trabalhos. Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaraçãode que cumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis de independência ecomunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam afetar consideravelmente nossaindependência, incluindo, quando aplicável, as respectivas salvaguardas. Dos assuntos que foram objeto decomunicação com os responsáveis pela governança, determinamos aqueles que foram considerados como maissignificativos na auditoria das demonstrações financeiras do exercício corrente, e que, dessa maneira constituemos principais assuntos de auditoria. Descrevemos esses assuntos em nosso relatório de auditoria, a menos quelei ou regulamento tenha proibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamen-te raras, determinarmos que o assunto não deve ser comunicado em nosso relatório porque as consequênciasadversas de tal comunicação podem, dentro de uma perspectiva razoável, superar os benefícios da comunicaçãopara o interesse público.Salvador (BA), 22 de fevereiro de 2017.ERNST & YOUNGAuditores Independentes S.S. Shirley Nara S. SilvaCRC 2SP015199/F-6 Contadora CRC-1BA 022650/O-0

Custo esperado do plano previdenciário do benefício definido e contribuição definida são:Plano CD Plano BD

Custo do serviço corrente (228) 488Custo dos juros 192 (26.166)Custo da obrigação (ORA) 6.802 -Total incluído no resultado 6.766 (25.678)Outros Benefícios: Além dos benefícios concedidos por intermédio dos planos de previdência complementar e planode saúde, a Companhia oferece outras vantagens a seus empregados, tais como: auxílios refeição, transporte,funeral e creche, capacitação e desenvolvimento, que são periodicamente negociados por ocasião dos acordoscoletivos de trabalho. No exercício findo em 2016, a Companhia despendeu com essas rubricas o montante de R$38.528 (R$ 36.884 em 2015).

26. SEGUROSA Companhia mantém as seguintes coberturas de seguros, compatíveis com os riscos das atividades desenvolvidas,que são julgadas suficientes pela Administração para salvaguardar os ativos e negócios de eventuais sinistros:

Riscos Data da vigênciaImportância

Segurada (R$ mil)Prêmio

(R$ mil)Riscos Nomeados - Subestações e Usinas 08/10/2016 a 08/10/2017 218.593 477Riscos Nomeados - Imóveis próprios e locados 08/10/2016 a 08/10/2017 147.427 321Riscos Nomeados - Almoxarifado 08/10/2016 a 08/10/2017 115.000 251Responsabilidade Civil Geral - Operações 08/10/2016 a 08/10/2017 6.000 787Veículos 08/10/2016 a 08/10/2017 - 35Os seguros da Companhia são contratados conforme as respectivas políticas de gerenciamento de riscos e segurosvigentes.

27. QUESTÕES AMBIENTAIS*A Companhia pauta sua conduta pela conservação do meio ambiente e respeito à legislação ambiental, por meiode diversas ações, bem como o cumprimento de sua Diretriz Integrada de Gestão (Qualidade e Meio Ambiente). ACompanhia capitaliza com parte do custo de um projeto, gastos referentes a demandas ambientais consubstancia-da nas previsões regulamentares do setor de energia elétrica e exigências dos órgãos públicos competentes, paraconcessão das respectivas licenças que permitirão a execução dos projetos. Na hipótese dos gastos decorrerem deconvênios com ONG’s e outros entes que promove a preservação ambiental, sem, no entanto, estarem relacionadosa projetos de investimentos, o gasto é apropriado ao resultado como despesa operacional. Em 2016, destacam-sealgumas ações voltadas para a sustentabilidade e à conservação ambiental: - Rede compacta / Linha verde - Umadas ações de grande importância na preservação ambiental é a utilização de redes protegidas. Os cabos elétricosprotegidos evitam acidentes por contato com árvores, reduzindo a necessidade de poda em árvores e melhorando odesempenho do sistema elétrico. - Certificação ambiental ISO 14001:2004 - Em 2016, o Sistema de Gestão Ambiental(SGA) manteve sua certificação, com base na versão da Norma ABNT NRB ISO 14001: 2004. Os processos que fazemparte do escopo do SGA são: “Serviços administrativos” (no Edifício Sede) e “Geração de energia” (na Usina Tubarão,em Fernando de Noronha). - Compensação Ambiental - A política de reposição florestal da CELPE obedece às normasvigentes, que estabelecem medidas compensatórias quando há necessidade de supressão e vegetação para a ins-talação de empreendimentos. Em 2016, a distribuidora mantém os projetos de reposição florestal que totalizam como plantio de aproximadamente 14.000 (quatorze mil) mudas plantadas. - Gestão do Manejo da Vegetação na RegiãoMetropolitana do Recife - Em 2016, no intuito de garantir a qualidade no fornecimento de energia elétrica e asseguraros benefícios que a vegetação proporciona aos cidadãos da Região Metropolitana do Recife, a CELPE diagnosticou23.167 (vinte e três mil cento e sessenta e sete) árvores sob as redes de distribuição de 13,8KV. Foram analisadasas condições fitossanitárias e a necessidade de poda ou erradicação das árvores. - Gerenciamento de resíduos - ACELPE possui uma norma para o Gerenciamento de seus Resíduos, que estabelece as obrigações/ações a serem to-madas para cada tipo de resíduo pela empresa contratada para o destino final. Entre os tratamentos dos resíduos daempresa, podem-se citar a reciclagem do óleo mineral isolante dos transformadores, e rerrefino do óleo lubrificanteproveniente da Geração de Energia em Fernando de Noronha. Os resíduos recicláveis da CELPE, Classe I (perigosos)e Classe II (não perigosos), são coletados, transportados e destinados para empresas licenciadas, a fim de atender àlegislação vigente. - Programa de Controle de Queimadas – A CELPE em parceria com a CHESF, IBAMA, CPRH, SINDA-ÇÚCAR e AFCP, promove a campanha de controle às queimadas sob linhas de transmissão de energia nos municípiosda Zona da Mata do Estado de Pernambuco. A campanha consiste na educação ambiental para sensibilização dapopulação, dos usineiros e fornecedores de cana-de-açúcar quanto aos riscos das queimadas não controladas, queafetam as redes de transmissão e distribuição de energia e provocam interferências no fornecimento. - Inventáriodas Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) – Em 2016, com foco no valor sustentabilidade e a busca constantepela melhoria de seus processos lançou o 1º Inventário de GEE documento que contabiliza as emissões atmosféricasreferentes às operações da distribuidora ao longo do ano de 2015. O relatório é uma importante ferramenta estraté-gica para gerir os impactos sobre o clima e identificação de oportunidades para redução de emissões atmosféricas.Destacamos abaixo os recursos aplicados de modo a atender aos seus compromissos com o meio ambiente:

Ativo Resultado2016 2015 2016 2015

Recursos aplicados 365.289 231.668 39.237 15.592(*) Informações não auditadas.

28. EVENTOS SUBSEQUENTES• 7ª Emissão de debêntures: Em 31 de janeiro de 2017, a Companhia assinou a escritura da sua 7ª emissãodebêntures, com o volume total de até R$ 590.000, em até duas séries, não conversíveis em ações, da espécie qui-rografária, com garantia adicional fidejussória, para distribuição pública, com esforços restritos com as seguintesprincipais características: Primeira Série: (i) volume de até R$ 500.000; (ii) taxa de 121% do CDI; (iii) prazo de 3anos a contar da data de emissão; (iv) amortização de principal no vencimento e (v) juros semestrais. SegundaSérie: (i) volume de até R$ 90.000; (ii) taxa de IPCA 22 + 0,80% a.a.; (iii) prazo de 5 anos a contar da data deemissão; (iv) amortização de principal no vencimento e (v) juros anuais. Em 09 de fevereiro de 2017, a Companhialiquidou a primeira série da sua 7ª emissão de debêntures com um volume de R$ 300.000. • Resgate antecipadode notas comerciais: Em 10 de fevereiro de 2017, a Companhia realizou o resgate antecipado da totalidade dasnotas comerciais da primeira emissão no valor de R$ 102.214, com vencimento original em 14 de junho de 2017,nos termos do disposto nas cártulas de emissão. • Captações em moeda estrangeira: Em 09 de fevereiro de 2017,a Companhia realizou a rolagem de dívida já existente em moeda estrangeira no valor de USD 23.697, equivalentes

a R$ 74.064, com custo de 3,48% a.a., com swap de moeda (USD/R$) e de juros para 135% do CDI. O contratoserá amortizado em parcela única no vencimento, em agosto de 2017. Em 09 de fevereiro de 2017, a Companhiarealizou a captação em moeda estrangeira no valor de USD 16.026, equivalentes a R$ 50.000, com custo de 2,01%a.a., com swap de moeda (USD/R$) e de juros para 121,95% do CDI. O contrato será amortizado em parcela únicano vencimento, em agosto de 2017.

MANIFESTAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOO Conselho de Administração da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE tendo examinado, em reuniãonesta data, as Demonstrações Financeiras relativas ao Exercício Social de 2016, compreendendo o relatório daadministração, o balanço patrimonial, as demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações dopatrimônio líquido, dos fluxos de caixa, e do valor adicionado, complementadas por notas explicativas, bem como aproposta de destinação de lucro, ante os esclarecimentos prestados pela Diretoria e pelo Contador da Companhia econsiderando, ainda, o relatório dos Auditores Independentes, EY e do parecer do Conselho Fiscal, aprovou os referidosdocumentos e os encaminha para deliberação dos acionistas por meio da Assembleia Geral Ordinária da Companhia.

Rio de Janeiro, 22 de fevereiro de 2017.Marcus Moreira de Almeida – Presidente do Conselho

Antônio Espinosa (suplente)Eduardo Nascimento

Fernando ArronteSolange Ribeiro

PARECER DO CONSELHO FISCALO Conselho Fiscal da COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO – CELPE, dando cumprimento aoque dispõe o artigo 163 da Lei nº 6404/76, e suas posteriores alterações, examinou o relatório daadministração e demonstrações financeiras referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembrode 2016, compreendendo: balanço patrimonial, demonstrações do resultado, do resultado abrangente,das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado, complementadas por notasexplicativas. Com fundamento nas análises realizadas e no Relatório dos Auditores Independentes sobre asDemonstrações Financeiras, este Conselho opina no sentido de que as Demonstrações Financeiras, acimareferidas, estão em condições de serem submetidas à apreciação e aprovação dos Senhores Acionistas.

Rio de Janeiro, 22 de fevereiro de 2017.Rodolfo Fernandes da Rocha - Presidente Humberto Guimarães

Aristóteles Nogueira Filho Manoel Gimenes Ruy

DECLARAÇÃO DOS DIRETORES SOBRE ASDEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

O Diretor Presidente e os demais Diretores da COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO – CELPE, sociedade porações de capital aberto, com sede na Avenida João de Barros nº 111, 9º andar, Boa Vista, Recife-PE, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 10.835.932/0001-08, para fins do disposto nos incisos V e VI do artigo 25 da Instrução CVM nº 480, de07.12.2009, declaram que: (I) reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no relatório da EY relati-vamente às demonstrações financeiras da CELPE alusivas ao exercício social findo em 31.12.2016; e (II) reviram, dis-cutiram e concordam com as demonstrações financeiras da CELPE relativas ao exercício social findo em 31.12.2016.

Rio de Janeiro, 22 de fevereiro de 2017.Antonio Carlos Sanches Sandro Kohler Marcondes

Diretor Presidente Diretor Financeiro e de Relações com InvestidoresEunice Rios Guimarães Batista Eduardo Capelastegui SaizDiretora de Gestão de Pessoas Diretor de Planejamento e Controle

José Eduardo Pinheiro Santos TanureDiretor de Regulação

MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃOCONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOMarcus Moreira de AlmeidaPresidente

Antonio Espinosa de Los Monteros HereraVice-Presidente

TITULARES SUPLENTESEduardo César do Nascimento Fernando Santos do NascimentoSolange Maria Pinto Ribeiro Aguinaldo BarbieriFernando Arronte Villegas Lara Cristina Ribeiro Piau Marques

João Paulo Neves Baptista Rodrigues

CONSELHO FISCALRodolfo Fernandes da RochaPresidenteTITULARES SUPLENTESAristóteles Nogueira Filho Rubens André Chagas BritoHumberto Guimarães Miranda Jose de Mesquita FilhoManoel Gimenes Ruy Ivan Campello Lopes

DIRETORIAAntonio Carlos Sanches - Diretor-Presidente

Sandro Kolher MarcondesDiretor Financeiro e de Relações com Investidores

Eunice Rios Guimarães BatistaDiretora de Gestão de Pessoas

José Eduardo Pinheiro Santos TanureDiretor de Regulação

Eduardo Capelastegui SaizDiretor de Planejamento e Controle

CONTADORFabiana Gomes de Souza Almeida - PE-017864/O-7 - CPF: 023.821.494-00